Selección de Equipos de Perforación - Introducción
• Un Equipo de Perforación está compuesto de muchos equipos individuales
que combinados forman una unidad capaz de
construir pozos. Sin esta unidad no se podrían perforar o revestir los
pozos.
• El procedimiento correcto para seleccionar un Equipo de Perforación es
el siguiente:
1) Diseñar el Pozo
2) Establecer las cargas máximas esperadas durante las operaciones de
perforación, completación y prueba de pozos.
3) Conseguir los equipos disponibles en el área y verificar que cumplan
con los requisitos del punto # 2.
4) Acordar la disponibilidad con los contratistas de Equipos de
Perforación.
5) Realizar un proceso de licitación y seleccionar el Equipo de
Perforación basado en costos, capacidades y disponibilidad.
Selección de Equipos de Perforación
Hay un número de consideraciones al momento de seleccionar un equipo de
Perforación, tales como:
– Rangos de profundidades del pozo y tamaños de los agujeros que van a
perforarse
– Cargas de las tuberías de revestimiento esperadas
– Rango de velocidades rotatorias requeridas
– Sartas de Perforación . Pesos y tamaños de las barrenas
– Límites en los tamaños de los ensamblajes
– Sistema de lodos, Tanques o Presas para Lodo y Múltiples de Fflujo
– Servicios auxiliares y potencia requerida
– Altura de la subestructura - Espacio libre bajo ella.
– Equipo para prevención y control de reventones
– Sistemas de Control
– Misceláneos (Soporte para tubulares, herramientas, instrumentos,etc)
Instalaciones de Perforación
Se pueden clasificar ampliamente en 6 tipos diferentes:
• Equipos de Perforación en Tierra
• Equipos de Perforación costa afuera
• Equipos de Perforación Flotantes
• Equipos Sumergibles
• Equipos Semi-submergibles
• Equipos de Perforación apoyados en el fondo:
• Plataformas Auto – Elevables
• Plataformas Fijas en el Mar
• Barcos/Barcazas de Perforacíón
Equipos para perforar en tierra firme
Típicamente se fabrican en configuraciones liviana, mediana y pesada.
Se movilizan empleando camiones de carga pesada y grúas.
Los equipos livianos sólo pueden perforar unos pocos miles de pies.
Los grandes son capaces de perforar por encima de los 20,000 pies.
Barcazas Sumergibles
Ideales para perforar en aguas muy someras. Pueden navegar o ser
remolcados.
Se sumergen cuando los compartimientos del casco son inundados con agua.
El equipo se apoya en el lecho del agua y parte del mismo queda por
encima del nivel
del agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforación.
Estos equipos son apropiados para pantanos poco profundos, ríos y aguas
interiores.
Construídos especialmente como sumergibles.
Pueden operar también en áreas con frío extremo.
Los equipos sumergibles se pueden anclar cuando se utilizan en
profundidades de hasta
175 pies o pueden descansar sobre el lecho marino cuando trabajan en
profundidades
desde 5 a 20 pies.
Barcazas de Pantano se utilizan para perforar pozos en áreas poco
profundas de hasta 20
pies en canales tierra adentro o pantanos.
Plataformas Móviles Auto-Elevables
Poseen patas estructurales que se pueden subir y bajar a voluntad.
Cuando las patas son levantadas el equipo flota en el agua y puede ser
remolcado o transportado por barco a otra localización.
Al llegar a la nueva localización se bajan las patas hasta que penetren y
se afiancen
sobre el lecho marino. La plataforma se eleva entonces sobre el nivel del
agua.
Las plataformas Auto – Elevables pueden perforar en aguas hasta de 400
pies
Plataformas Fijas Autosuficientes y Plataformas Fijas con barcos de apoyo
Permanecen inmóviles una vez construidas
Pueden perforar varios pozos desde una misma localización
Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas (chalanas) de
servicio.
Tres tipos de Plataformas Fijas son:
Soportada sobre pilotes de Acero, Montada sobre tubo conductor hincado, y
Montada sobre pedestal de concreto sumergido.
Equipos Semi-Submergibles
Tienen patas y apoyos huecos. Como los sumergibles, las patas son
inundadas.
Sin embargo, se requieren anclas y / o impulsores y posicionadores para
mantener el
equipo en posición. Cuando se emplean impulsores, se llaman de
Posicionamiento
Dinámico (controlado por computador).
Con este sistema se mantiene el equipo estable sobre el pozo a perforar
Utilizan instalaciones sub marinas para control del pozo fluyendo – BOPs
Barcos Perforadores
Son unidades flotantes costa afuera auto-propulsadas.
Emplean sistema para control de reventones similares a los Semi-
Sumergibles
Una Placa-Base de acero con hueco central se posiciona en el lecho marino
para indicar el sitio en donde se perforará el pozo.
Los equipos Semi-Sumergibles y Barcos Perforadores se posicionan sobre la
placa para comenzar la perforación del pozo a través de ellas
Las características principales de los Equipos para perforar en off
shore: Helitransportable, autotransportable,
convencional, plataformas (barcaza, fija, jack up, semisumergible)
Perforación en el Mar
• Esquema de equipo flotante
Resumen de las Instalaciones de Perforación
Offshore Drilling
• Equipos de Perforación Offshore (Rigs)
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• Primera sección: 26”/28” Broca x 42” Abridor – 36” Casing
Lecho Marino
37 ea 6 5/8" #50 DP stands
X/O 1.445m
36"
33ea 5 1/2" DP stands
Casing
1ea 5 1/2" DP 6.18 m
X/O 1.54 m
36" LPWH DATUM
DAT (above LPWH)
0.21m
2817.90 m
LPWH top
2ea Bullseye
36" CART
4ea 4" Ball Valves
mud line
2820.70 m
92.53 m
Total Casing Length
2.80 m
Stick up above
mud line
89.53m
Casing Length
Effective
2910.4 m
Perforación en el Mar
RKB
6 5/8" DP FASTR
Lecho Marino
• Proceso de Perforación en el mar
• Segunda sección: 26” – 22” Casing
6 5/8" DP 50#
36"
X/O 1.12m
18-3/4" W/hd Datum
Casing
16"' Liner Hgr
1.39 m 36" W/hd Datum
Tope de Sal
18"' Liner Hgr
22" Casing
MUD LINE
36" shoe Depth
16" Hanger Profile
22" casing shoe
TD 26" hole
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• Jetting Casing 36” + Perforación 26” para Casing 22”
• El suelo debe ser competente.
• Se utiliza una BHA con motor de fondo.
• El Casing de 36” se vincula a la BHA con una herramienta
tipo DAT (Drill Ahead Tool)
• El trepano tiene que estar posicionado dentro o fuera del casing,
según política de la compañía.
• El casing se “entierra” a medida que se circula con retorno
dentro de Casing 36”, evitando retorno por fuera del casing 36”
(broaching)
• Se controla el peso que se apoya a medida que progresa la operación.
• Una vez alcanzada la profundidad, se libera la BHA
y se perfora la siguiente sección.
• Cuando se termina la sección de 26” se recupera el DAT y se desconecta
del cabezal.
1ea Bullseye
36" DAT
1ea Bullseye
mud mat
mud line
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• BOP + Columna del Riser
• Permite retorno a superficie.
• Permite comunicación hidráulica con la
BOP.
• La BOP es un conjunto de válvulas de
seguridad que se encuentra por encima del
cabezal.
• Permite flexión debido a movimientos del
rig.
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• BOP + Columna del Riser
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• BOP + Columna del Riser
• Juntas tienen módulos de flotación de
espuma sintactica o bien, sin modulo
(juntas slick).
• Densidad esta identificada por colores
• Una vez en el mar, pueden llegar a
pesar 4% de su peso.
• Su distribución depende del área de
trabajo. Se especifica en el ‘Riser
Analysis’.
• Material del tubo: 80 ksi.
• Longitud 75-90pies (23-27m).
Perforación en el Mar
• Proceso de Perforación en el mar
• BOP + Columna del Riser
• Conector al cabezal de pozo
• Tiene un circuito de cierre y 2 de apertura
• La redundancia del circuito de apertura es para mitigar
problemas en caso de existir hidratos.
• Provee continuidad e integridad entre el cabezal de pozo y la
columna de riser.
• Continuidad: conector vincula al cabezal en el perfil sobre el
cuerpo del cabezal de alta presión.
• Integridad hidráulica: mediante arandela (sello metal-metal)
– único uso.
Perforación en el Mar
• BOP + Riser string
• Wellhead Connector
• Stack up diagram
Perforación en el Mar
Lecho Marino
• Proceso de Perforación en el mar
• Tercera sección: 18-1/8” x 21” – 16” Liner
36"
Casing
28" Casing
• Se perfora y ensancha al mismo tiempo.
• Se desplaza el sistema de lodo una vez confirmada integridad del riser.
• Contingencia 18” Liner: se ensancha el hoyo hasta la profundidad del
liner de 18” en caso de que se utilice. Entonces, se perforará luego
161/2” x 18” hasta la profundidad del liner de 16”.
• Las conexiones de las camisas son integrales (tipo flush).
• Se utiliza un protector en el cabezal antes de perforar. Herramienta
puede estar incorporada en la BHA (broca de 18-1/8” es de mayor
diámetro).
• Cementación por debajo del zapato anterior.
Tope de Sal
22" Casing
16" Liner
Perforación en el Mar
Lecho Marino
• Proceso de Perforación en el mar
• Cuarta sección: 14-3/4” x 16-1/2” – 14” Casing
• Se perfora y ensancha al mismo tiempo.
• Se densifica el sistema de acuerdo a los requerimientos del pozo.
• En el caso de perforar sal, es crítico la salida de la misma. De
perforar demasiado, pueden inducirse perdidas.
• Casing de 14” se arma en tiros offline. El torque se chequea cuando
va a bajarse. Puede ser la más pesada del pozo (siendo la base del
diseño de sarta).
• El equipo de flotación es de tipo autollenado y la sarta de descenso
puede tener dispositivos para evitar sobrepresión (surge).
• Se utiliza el mismo protector en el cabezal que la sección anterior.
• Cementación por debajo del zapato anterior.
36"
Casing
28" Casing
Tope de Sal
22" Casing
16" Liner
Base de Sal
14" Casing
Perforación en el Mar
Lecho Marino
• Proceso de Perforación en el mar
• Quinta sección: 12-1/4”– 9-5/8” Liner
36"
Casing
28" Casing
• Se aligera el sistema de acuerdo a los requerimientos del pozo.
• Liner de 9-5/8” se arma en tiros offline. El torque se chequea cuando
va a bajarse.
• Se utiliza un protector más robusto en el cabezal que asienta sobre el
colgador de 14”.
• Cementación hasta el colgador.
• Puede hacerse un tieback hasta el cabezal.
Tope de Sal
22" Casing
16" Liner
Base de Sal
14" Casing
9-5/8" Liner
Introducción
Conocimiento del equipo usado en perforación y su función.
Las operaciones en el taladro tienen como fin principal el lograr
alcanzar las formaciones que
contienen hidrocarburos de una manera económica, efectiva y que permita
el recobro de estos
en superficie.
Estas operaciones conllevan riesgos relacionados con el equipo usado y
las formaciones
atravesadas.
Se darán a conocer las operaciones de mayor impacto en la perforación y
los problemas
relacionados con las actividades de campo, así como la participación de
empresa prestadoras
de servicio.
Las características principales de los Equipos para perforar en tierra
firme son su portabilidad y la profundidad máxima de
operación.
Móviles Ensamblables
Los equipos componentes de estos Perforadores van montados en “tráiler ”,
de tal forma, que el Equipo puede
transportase en unidades que pueden ser acopladas fácilmente.
El mástil se transporta en un tráiler, a la nueva locación , y luego se
levanta como una unidad integral usando el sistema
de levantamiento del equipo (malacate).
Tráiler del Mástil
Tráiler Sub Estructura
Ensamblando Mástil y Sub estructura
Equipo Perforador Montado para Levantar el Mástil
Autopropulsados
Son Equipos adecuados para pozos de profundidades moderadas.
Normalmente van montados sobre camiones o trailers.
El mástil telescópico portátil se levanta por medio de los gatos
hidráulicos de la unidad.
Característica principal:
Los cambios de locación son muy rápidos; para pozos poco
profundos.
Sobre Orugas
Característica principal:
Permiten desplazarse por cualquier tipo de terreno
Equipos Automáticos Hidráulico
Equipo Flex Rig
Criterios de selección
- Ambiente geográfico
- Ubicación de la localización
- Tipos de pozos
- Fases involucradas
El Área donde se encuentre la localización a perforar define, en primera
instancia, que tipo de Equipo de Perforación es
necesario.
• En tierra (si es accesible): Equipos Perforadores autoportables o
ensamblables.
• En localizaciones inaccesibles: Equipos Helitransportables ,
Ensamblados livianos.
• En localizaciones pobladas: Se perforan pozos dirigidos , desde una
misma localización fuera de la zona poblada.
Tipos de Pozo
El requerimiento de un Equipo de Perforación dependerá, principalmente,
del tipo de pozo a perforar (somero, mediano,
vertical, direccional, reentrada).
La selección del equipo de Perforación es función del número de Etapas
requeridas en el proceso de perforación, ya
que implica un conjunto de requisitos del Equipo (capacidad del mástil,
potencia del cuadro de maniobra , potencia de
la bomba, capacidad de almacenamiento, presión de trabajo del múltiple de
estranguladores), para completar las
diferentes fases de la perforación de un pozo.
Fases involucradas
Las cargas a manejar por el Equipo Perforador permiten determinar cuál es
la capacidad de carga del mástil que se requiere ,
potencia mínima requerida por el cuadro de maniobra , capacidad de carga
de bloques de corona y viajero, y de la mesa
rotatoria.
Las presiones inherentes a los yacimientos a perforar definen el diseño
de los equipos de seguridad (BOP y múltiple de
estranguladores), en lo referente a presiones de trabajo requeridas.
Equipos Requeridos
Los equipos adicionales (tanques de lodo, bombas de lodo, separadores de
sólidos, top-drive), también influyen en la
selección del Equipó de Perforación adecuado para perforar en áreas
determinadas.
Componentes del Taladro
Componentes del Taladro
Corona
Cable de Perforación
Monkeyboard
Bloque Viajero
Top Drive
Mastil
Tubería de Perforación
Casa del Perro
Preventoras
Generadores
Bombas de Lodo
Tanques de Lodo
Piscina de Reserva
Zarandas
Choke Manifold
Rampa de Tubería
Sistema para Levantamiento o Izado de Cargas
Proporciona tanto el equipo necesario como las áreas de trabajo
• La Estructura Soportante
• El equipo para el Izaje o Levantamiento de cargas
La Estructura Soportante
• La Sub-Estructura
• El Piso del Equipo de Perforación
• La Torre de Perforación
Componentes del Taladro
Torre ó Mástil (Mast)
Es una estructura de acero con capacidad para soportar seguramente todas
las
“cargas” verticales y el empuje máximo de la velocidad del viento.
La plataforma de trabajo tiene que estar a una altura apropiada para
sacar la tubería
de perforación en dos o tres trozos de barras.
En general, se componen de varias secciones que pueden ser desarmadas y
transportadas de a 2 o 3 secciones .
1. El mástil debe soportar las cargas al gancho, la tubería de
perforación
almacenada y las cargas debido a los vientos.
2. El mástil debe tener la suficiente altura y resistencia para
introducir y sacar las
cargas dentro y fuera del pozo.
3. El mástil debe ser lo suficientemente resistente para soportar la
carga al gancho,
a la línea rápida y la línea muerta.
• El mástil se asienta sobre la subestructura sobre la cual está montado
los equipos de perforación. La subestructura debe tener
la capacidad de soportar la sarta de perforación en el mástil más la
carga del revestidor más pesado.
• La altura de la subestructura sobre el piso depende del tamaño del
Equipo de Perforación. Varía entre los 10 a 35 pies.
Componentes del Taladro
El Mástil
Existen dos tipos de Mástiles:
Mástil Estándar: es una estructura apernada (o atornillada) que debe ser
ensamblada pieza por pieza; generalmente utilizada en
equipos costa afuera.
· Los mástiles instalados en Equipos de Perforación flotantes están
diseñados para soportar cargas dinámicas mayores debido a
movimientos de cabeceo, ladeado, sube y baja, inclinaciones, y fuerza de
los vientos.
· El espacio disponible entre el piso del Equipo de Perforación y el
bloque corona debe ser mayor para poder manejar los
movimientos verticales de la unidad.
Mástil o Torre portátil:
· Este tipo de mástil pivotea desde su base y es bajado a la posición
horizontal utilizando el malacate después de terminar el
pozo y el Equipo de Perforación está listo para moverse para otra
locación.
· El mástil se desarma en varias secciones unidas por pasadores que son
normalmente transportadas en
camiones.
Sub Estructura
Se recomienda que la subestructura tenga un rango de capacidad de soporte
de cargas de acuerdo a:
El peso máximo de tubería que pueda pararse en el mástil.
El máximo peso de tubería que pueda colgarse en la mesa rotatoria, sin
considerar la tubería parada.
Peso de los equipos y motores.
Espacio requerido.
Sub Estructura
La Sub Estructura debe tener altura suficiente
para Instalar el Conjunto de BOPs
Sistema de Izamiento
Para reducir la Fuerzas requeridas cuando se realizan las maniobras de
elevar y bajar las columnas de tubulares que se
usan en los pozos se utiliza el dispositivo mecánico llamado:
Sistema de Izaje
Este sistema de izaje es un sistema de poleas y cable que consta de un
tambor donde se enrolla la “línea rápida” y su
extremo se hace firme en el.
Un Aparejo (traveling block) con un juego de poleas volantes , corona con
poleas fijas, un anclaje donde se afirma con
una grampa el cable que va entrando al sistema.
En este anclaje se instala el sensor del peso del indicador de peso en la
consola del perforador
La Principal Función del Aparejo es obtener una multiplicación de la
Fuerza impulsora para aumentar la carga en el
Gancho a levantar.
Sistema para Levantamiento o Izado de Cargas
Sistema de Izaje
Los principales componentes son:
1. Malacate
2. Bloque de Cororna
3. Bloque Viajero
4. Gancho
5. Elevador
6. Cable ó Línea de Perforación
Componentes del Taladro
Malacate (Drawworks)
Es el mecanismo de levantamiento en un taladro de perforación. Consiste
de un
winche de gran tamaño que enrolla y libera el cable de perforación y asi
levanta o
baja los componentes de la sarta y las herramientas.
Es un ensamblaje que cuenta con un tambor rotatorio, provisto de ejes,
cadenas y
engranajes para cambo de velocidades o giro en reversa.
También tiene un freno principal que para el cable de perforación. El
cable de
perforación se enrolla varias veces en el tambor y pasa a través
de las poleas de los bloques corona y viajero.
Componentes del Taladro
CORONA (Crown)
Es un conjunto de poleas ubicado en la parte superior del mástil o
taladro. Estas poleas,
junto con el bloque viajero, permiten bajar o levantar la columna de
perforación y las
cañerías de revestimiento durante el proceso de perforación. El cable de
perforación
pasa a través de estas poleas hasta el tambor de levantamiento, que es
parte del
malacate.
Componentes del Taladro
Bloque Viajero (Travelling Block)
Es un arreglo de poleas a través del cual el cable de perforación es
manejado y
sube o baja en la torre.
Gancho y Eslabones para Elevador
El gancho y los eslabones cuelgan debajo del bloque viajero para
facilitar la
perforación con la unión giratoria (Swivel) y la corrida de tubería
El Gancho:
Conecta a la Kelly (flecha) ó el
Top Drive con el bloque viajero. El
gancho soporta toda la carga de la sarta.
Unión Giratoria
(Swivel)
Componentes del Taladro
Encuelladero (Monkeyboard)
Es la plataforma de trabajo del encuellador desde
donde organiza la tubería de perforación, su altura
depende del número de tubos conectados que se
manejen en el taladro, por lo general tres (90 pies)
La persona encargada de abrir el elevador y
acomodar la columna de Perforacion en los “peines”
(“racks”), durante la sacada y de encuellar (cerrar el
elevador sobre el tubo), para levantarla e
introducirla al pozo, durante la bajada.
Componentes del Taladro
Tanque de Agua (Water Tank)
Usado para almacenar agua que es utilizada en la mezcla del fluido de
perforación, de cemento y para la limpieza del taladro.
Componentes del Taladro
CATLINE Boom & Hoist Line
Estructura metálica erigida cerca del tope del taladro, usada para
levantar
material.
Anclaje de línea muerta
1. Sirve para fijar la última línea que viene del bloque
corona y para permitir el suministro de cable de perforación nuevo desde
el
carrete donde se encuentra almacenada cada vez que se requiera correr y/o
cortar el cable desgastado. El cable de perforación usado corrido hacia
el
tambor y después cortado y desechado del sistema.
2. La práctica de deslizar y cortar ayuda a incrementar la vida útil del
cable
de perforación.
Elevadores
En combinación con los eslabones, proveen el medio para asir los
elementos de la
columna de perforación y cañería y poder introducir o sacar del pozo.
Están fabricados con materiales ultrarresistentes y con cierre tipo
cerrojo, el cual
evita la apertura del elevador con cargas suspendidas y, al mismo tiempo,
de fácil
apertura cuando no existen cargas impuestas.
Eslabones
Son las herramientas de enlace entre el gancho y los elevadores
Llaves de Poder
Son las herramientas utilizadas para dar el torque necesario en función
del tipo de tubulares acoplados.
Son fabricadas de material ultraresistente y están compuestos por dos
partes principales: el brazo de la llave
y las “quijadas”.
La longitud del brazo de la llave es función del rango de torque que se
desee aplicar.
Función del cuadro de Maniobras
Es un sistema de elevación en el que se puede
aumentar o disminuir la capacidad de carga a
través de un cable enrollado en un sistema de
aparejo.
Considerando que todos los componentes de un
Equipo de Perforación son adecuados, la
capacidad del equipo se limita a la carga que el
Cuadro pueda levantar y sostener con seguridad.
CUADROS DE MANIOBRAS ACCIONADOS POR
MOTORES ELÉCTRICOS
RANGO DE POTENCIA:
DE 275 HP HASTA 5. 000 HP
Freno de Disco
Sistema de Izamiento
Consideraciones para el diseño:
1. Determinar el hoyo más profundo a perforar.
2. Determinar las cargas máximas perforando ó en la corrida de
revestimientos.
3. Utilizar estos valores y compararlos con la capacidad del mástil en
los equipos de perforación
disponibles.
Sistema de Izamiento
Elementos para el Cálculo:
1. Carga estática del mástil
2. Factor de Eficiencia
3. Carga Dinámica en la Corona
Sistema de Izamiento
Calcular la tensión de la línea y la carga del mástil en condiciones
estáticas:
Sistema de Izamiento
· En condiciones dinámicas se debe considerar la fricción entre el cable
de perforación y las poleas.
· El factor de fricción para los rodamientos de tipo normal que hay en el
bloque de poleas de corona y viajero
es 1.04.
· Consultar la Norma API RP 9B.
Sistema de Izamiento
Eficiencia del Sistema de Izamiento:
Factor de Eficiencia (EF) del Sistema de Izamiento
(Según la Norma API RP9B ):
Donde: n = número de líneas y s = número de poleas
Nota: Para una configuración normal de bloque corona y viajero en un
Equipo de Perforación s =
n.
Sistema de Izamiento
Relación entre s y n en casos generales de Equipos de Perforación (Según
la norma API RP 9B )
Ejercicio: Factor de Eficiencia
Calcular el Factor de Eficiencia para un sistema de izamiento que emplea
un enhebrado de 8 líneas.
K= 1.04
Sistema de Izamiento
· Carga Dinámica de la línea rápida:
· La carga dinámica de la línea muerta está dada por:
¿Cual es la carga total sobre el mástil en condiciones dinámicas?
Donde: W = carga al gancho
Sistema de Izamiento
Requerimientos de Potencia del Malacate:
· Como regla general el malacate debe tener 1 HP por cada 10 pies a
perforar. Según esto un pozo de 20,000
pies requiere de un malacate de 2,000 HP.
· Un método mas riguroso para calcular la potencia (HP) requerida es el
siguiente:
Velocidad de la línea rápida (Vf);
Vf = N x VL
VL = Velocidad del bloque viajero
Sistema de Izamiento
Requerimientos de Potencia del Malacate:
· Potencia en el tambor = FFL x Vf
P = (W x VL) / EF
· Convirtiendo a caballos de fuerza (HP), la ecuación de arriba se
convierte en:
· Potencia a la salida de Tambor (horsepower) = (W x VL) /(EF x 33,000 )
Sistema de Izamiento
Requerimientos de Potencia del Malacate:
· La siguiente información se refiere a un sistema de Bloques de Corona y
Viajero:
· Número de Líneas = 10 con EF = 0.81,
· Carga máxima esperada al gancho= 500,000 lbf,
· Velocidad del Gancho con carga = 120 pie/min,
· Diámetro del Tambor = 32”,
· Eficiencia mecánica del Malacate = 0.88
Ejercicio
Requerimientos de Potencia del Malacate:
Calcular:
· La potencia en el Malacate
· La potencia requerida del motor
· La velocidad de la línea rápida
· Las RPM del tambor del malacate.
Potencia del Motor = Potencia en el tambor / EF
En la Perforación es usual utilizar aparejos de 6,8,10 y 12 líneas
Sin embargo, en condiciones Reales esta eficiencia es Menor de 1 debido
al rozamiento entre el cable y las poleas y el
roce al girar las poleas entre sus ejes.
El API ha determinado valores promedios, que son los siguientes:
Cálculo de la capacidad del Mástil
¿Qué porcentaje de la capacidad de diseño del mástil ( dos patas) puede
utilizarse si se supone que hay dos poleas viajeras
(cuatro líneas en la polea viajera y seis líneas en la corona) con la
línea muerta fija en la pata derecha del mástil ?
Datos :
Tensión en cada cable = W / 4 = T
Carga total en el mástil = 6 T
T : tensión
W : Carga
Carga Centrada = 4 T
Porción de la carga centrada absorbida por cada una de las patas del
mástil = 4 T / 2 = 2 T
Carga de la línea rápida = 0,5 T
Carga de la línea muerta anclada en la pata derecha = 1 T
Carga total de la pata más solicitada = Carga centrada + Carga línea
rápida + Carga línea muerta
Factor de Eficiencia
Por lo tanto, se puede usar el 85,7 % de la capacidad certificada de la
Mástil.
¿ Cuál será la Capacidad del mástil antes señalado si la carga a levantar
( carga suspendida en el gancho) es de 200.000 lbs
y si se cuenta con un arreglo de poleas de cuatro líneas ?
Capacidad Máxima de Carga en el gancho (W )
Es la máxima carga que se puede suspender del gancho del aparejo, ya sea
originada por el peso de la sarta de perforación o
de la cañería de entubación, como por las tensiones que se producen
durante un trabajo de pesca, para liberar una tubería
aprisionada.
Potencia Requerida en el Gancho
Esta determinada por la siguiente Fórmula :
V: Velocidad establecida para sacar tubería (m/seg)
W: Es la carga suspendida en el Gancho (Kgs)
1 HP : 76,2 kgm/seg
Perdidas de Potencia en el Cuadro de Maniobras y Sistema de Elevación
Se Pierde por Fricción en:
+ En Cadenas de Rodillo
Se Pierde en Cuadro Maniobra:
+ En los Rodamientos
Sistema de Poleas:
+ Rozamiento con el cable y rodamientos
Consecuentemente no se tendrá una Eficiencia Mecánica total
Potencia Necesaria a la salida del Cuadro de Maniobra
Es la Potencia necesaria a la Entrada del Cuadro de Maniobras para
accionar este al máximo
régimen.
La Eficiencia del Cuadro de Maniobras es de 0,85
Ejercicio
Calcular la Potencia en HP de un Cuadro de Maniobra que levantara un peso
de 74.000 kgs a una velocidad
mínima desde el fondo de 0,45 mt/seg.
Componentes del Taladro
Cable de Perforación (Drilling Line)
Es un cable grueso de acero, organizado en un tambor o carrete que
recorre la corona y el
bloque viajero.
Su propósito primario es levantar o bajar dentro del pozo la tubería de
perforación ó el
revestimiento. Es también usado para soportar las herramientas de
perforación.
Constituido generalmente por 6 madejas colocadas alrededor de un núcleo
central.
Cada madeja tiene 19 alambres: uno central rodeado por 9 alambres
delgados y estos a su vez
rodeado por 9 alambres mas gruesos (diseño 6 x 19 Seale)
Cable de Perforación (Drilling Line)
Tamaño: de 1” a 1 ¾”
Diseño: Trenzado 6 x19
Alma ó Núcleo: IWRC
Independent Wire Rope Core
Clase de Acero: EIPS
Extra Improved Plow Steel
Wire Rope = Cable Trenzado
Wire = Hilo de alambre
Core = Núcleo, alma del cable
Strand = Torón (haz o trenza de Hilos)
Center = Centro del torón
Correr y Corte Cable
La línea de perforación está sujeta a grandes
esfuerzos que
producen puntos de fatiga, por lo que hay
necesidad de Mover periódicamente las secciones
usadas.
Servicio
Se expresa en toneladas milla o toneladas kilómetro,
equivalente a mover una carga de una tonelada. a una
milla o un kilómetro de distancia. Las toneladas/milla de
servicio se van acumulando durante las operaciones.
Sistema de Izamiento
El Cable de Perforación:
Los cables difieren en el número de trenzas o torones y en el arreglo ó
patrón de los hilos en cada uno de ellos.
La mayoría de los Cables de Perforación se clasifican en 4 grupos,
basados en el número de Torones y el
número de hilos por Torón como se muestra en la tabla inferior extraída
del manual IADC:
El Trenzado y su construcción
1. Capa sencilla – Como su nombre lo indica, tiene un solo tendido de
hilos de alambre trenzados alrededor del hilo
central. La figura inferior muestra la configuración mas común para un
Torón de capa sencilla.
Torón 1-6 de capa sencilla: 6
hilos trenzados alrededor de
un hilo central
Sistema de Izamiento
El Trenzado y su construcción
2. Hilos de Rellenos – Consiste en dos capas de hilos del mismo tamaño
trenzados alrededor de un hilo central.
La capa interna tiene la mitad de los hilos de la capa externa y entre
las dos capas se colocan hilos de relleno
más delgados.
El Trenzado y su construcción
3. Sellado – Dos capas alrededor de un hilo central con el mismo número
de hilos en cada una. Los hilos en
la capa exterior son más gruesos que los de la capa interior y descansan
en los valles que se forman entre
los hilos interiores, haciendo el trenzado hermético o sellado
Sistema de Izamiento
El Trenzado y su construcción
4. Warrington – Dos capas de hilos, la capa exterior tiene hilos de dos
tamaños que se alternan entre grande y
pequeño. Los hilos grandes descansan en los valles que se forman entre
los hilos de la capa interna y los pequeños en
la coronas o crestas del trenzado de la capa interior.
5. Patrones Combinados
Sistema de Izamiento
El Trenzado y su construcción
Normalmente las trenzas están preformadas para que tomen la forma
helicoidal que van a tener una vez que estén
envolviendo el cable central. Estas se denomina Trenzas Preformadas o PRF
de sus siglas en inglés (Preformed
strands)
Patrones utilizados en los cables de perforación:
1) Hilos de Relleno
2) Sellado (“Seale”)
3) Combinado
El Trenzado y su construcción
Tendido - Las Trenzas se pueden colocar girando hacia la izquierda o
hacia la derecha y los hilos en las trenzas se pueden colocar de
manera que se vean paralelos al eje del Cable (Trenzado Normal) o
paralelos al eje de las Trenzas (Trenzado Lang). La figura muestra el
caso para el cable de perforación con Tendido Derecho Normal o
RRL por sus siglas en inglés
(Right Regular Lay)
Sistema de Izamiento
El núcleo del cable de acero
El principal propósito del núcleo dentro del cable de acero es proveer
soporte a los torones o trenzas.
Hay 3 tipos comunes de núcleos:
1. Núcleo de Fibra ( FC – Fiber Core) – de fibras artificiales como el
polipropileno.
2. Núcleo Alambre de Acero Independiente – ( IWRC – Independent Wire Rope
Core)
3. Núcleo de Trenza – Una Trenza hecha de hilos de alambre.
Las Trenzas proveen toda la resistencia a la tensión si el núcleo es de
fibra. Pero cuando el núcleo es tipo IWRC,
éste contribuye a la resistencia nominal. Por ejemplo, en un cable de 6
trenzas con núcleo Independiente de
alambre de acero, el núcleo contribuye en un 7.5% de la resistencia
nominal.
El cable usado en perforación tiene núcleo de línea de Acero
Independiente- IWRC.
Sistema de Izamiento
Grados del Cable de Perforación
Casi todos los Cables de Perforación tienen uno de los siguientes grados:
1. Acero Mejorado ( IPS – Improved Plow Steel )
2. Acero Extra Mejorado ( EIP – Extra Improved Plow Steel)
Un cable convencional EIP de 6 trenzas tiene una resistencia nominal 15%
mayor a un cable IPS.
Sistema de Izamiento
Cable de Perforación
El tamaño de la línea de Perforación varia entre 1/2” a 2”
¿Que significa la siguiente descripción de un cable de perforación?
1” X 5000’ 6 X 19 S PRF RRL IPS IWRC
Sistema de Izamiento
Medición del Diámetro del Cable de Perforación
El diámetro correcto de un cable de acero es el diámetro del círculo que
circunscribe todas las trenzas. Es la medición de
sección mayor y se debe realizar con un Vernier.
Cálculo de las Toneladas-Milla del Cable
Cada vez que se suba o baje el bloque viajero, el
cable de perforación ejecuta un trabajo.
Este trabajo se mide en TONELADAS-MILLA
Que es el peso movido en toneladas, multiplicado por
la distancia viajada en millas
Por lo que el cable trabaja mientras se perfora, se
hace un viaje, se corre la Tubería Revestimiento, etc.
Cálculo de las Toneladas-Milla del Cable
• Para poder optimizar el corte es necesario poder cuantificar la
cantidad de trabajo realizado por la línea de
perforación.
• El trabajo realizado por el cable de perforación se mide en “Toneladas
por Milla, Ton-Milla” que se refiere al
trabajo para levantar una carga de una tonelada a lo largo de una milla(
ó sea, levantar 2000 lbs una distancia de
5280 ft = 10,560,000 lbs x pie)
• Según esto, una “Ton-Milla” = 10,560,000 ft-lbs.
• Si se corta un cable de perforación con muy pocas Ton-Milla, el costo
de operación del equipo de perforación
serán mayores que lo necesario; pero si se corta la línea con demasiadas
Ton-Milla acumuladas se corre el
riesgo de provocar un accidente o de tener que cortar una cantidad
excesiva de línea.
Cálculo de las Toneladas-Milla del Cable
Las Toneladas x Milla del cable se deben calcular en cada viaje de
tubería y se debe llevar un registro exacto de ellas.
La falla de no llevar el registro es el error más común que se comete en
la aplicación del procedimiento para la corrida
y corte del cable trabajado.
Hay varios cálculos de Tonelaje x Milla disponibles:
El cálculo más común es el de Tonelaje-Milla para un Viaje Redondo con la
sarta de perforación:
Programa de “Corrida y Corte” del Cable
Puesto que el cable de perforación se considera una máquina ella necesita
de mantenimiento
El cable de perforación se desgasta con el uso y se debe reemplazar
Este proceso se conoce como “Corrida y Corte del Cable”
Después de acumular una cierta cantidad de trabajo (Ton-Milla) se debe
correr desde el carretel de reserva hacia el tambor
y/ó cortar una determinada longitud
Cada equipo tiene su programa de “Corrida y Corte”
La intención es mover los puntos de desgaste crítico
Ellos son los puntos de levantamiento y los puntos de contacto en:
1. El Malacate
2. El Bloque de Corona
3. El Bloque Viajero
4. El Ancla de la línea muerta
SIN EMBARGO, LA INSPECCIÓN VISUAL ES MÁS IMPORTANTE
Programa de “Corrida y Corte” del Cable
Longitud de Cable a cortar después de acumular las Ton-Milla de la meta.
El propósito es prevenir que la línea pase de un punto crítico al otro.
La siguiente tabla muestra las longitudes de cable a cortar en términos
del diámetro del tambor del malacate
para prevenir que ello ocurra, sin embargo, se pueden tomar otras
longitudes.
Programa de “Corrida y
Corte” del Cable
Procedimiento:
Cuelgue el bloque viajero y asegúrelo a la torre.
Deslice el cable por el anclaje de la línea muerta.
Desenvuelva la línea almacenada en el malacate.
Saque la punta del cable y corte la longitud apropiada.
Vuelva a enrollar el cable remanente en el malacate.
Asegure la línea muerta en el anclaje.
Libere el Bloque viajero de su amarre en la torre.
Ajuste el mecanismo de parada automática del tambor.
Cuando el bolque se aproxime al piso o a la corona.
Principios de las Pruebas No Destructivas – NDT
Evaluación No-Destructiva
Se realizan pruebas, exámenes o evaluación de un componente para detectar
defectos / fallas internos o superficiales en
materiales empleando técnicas que no dañan ni destruyen el componente que
se está evaluando.
Pruebas Penetrantes
· Principio: La superficie de prueba se cubre con un líquido penetrante
que busca grietas conectadas con la superficie. El
líquido brota de las grietas y mancha otro recubrimiento de potencia que
se aplica a la superficie después de remover el
exceso de la primera película líquida de la superficie, para someter los
objetos a prueba.
· Tipos de Penetrantes
· Que pueda lavarse con agua
· Que pueda removerse con solvente
· Objeto de la prueba: Localizar Grietas, hoyuelos, astillas, costuras,
fracturas por enfriamiento, fugas, etc
Para asegurar la visibilidad, el penetrante líquido
contiene un tinte de color que se ve fácilmente con luz
blanca o un tinte fluorescente que se ve con luz negra
(ultravioleta).
Partícula Magnética
· Principio: El objeto de prueba o parte de éste se encuentra
magnetizado. Se aplica polvo magnético sobre la superficie y se
acumula en regiones donde el campo magnético hace erupción o emerge como
resultado de defectos en la superficie o bajo
ella.
· La indicación depende de la dirección y de la fuerza del campo
magnético, así como del polvo y vehículo
para aplicarlo.
· Técnicas de Magnetización
· Inducción directa (pinchazos) – Corriente Alterna Vs. Directa
· Inducción indirecta (juntas) – Requerimientos de corriente
Cuando se fuerza el campo de fuga fuera de la pieza, las partículas de
hierro son atraídas, mostrando una
indicación de discontinuidad.
Aún algunas discontinuidades bajo la superficie se pueden detectar si el
campo de fuga es suficientemente
fuerte como se muestra a continuación:
Radiografía con Rayos X ó Gamma
· Principio: La radiación penetrante emitida por una fuente de isótopo es
impuesta sobre el objeto que se prueba. La
radiación transmitida o atenuada por el objeto de prueba se utiliza para
formar una imagen o detectar la estructura
interna y/o los defectos en las secciones cruzadas gruesas de materiales
gruesos.
· Tipos de radiación
· Rayos Gamma
· Rayos X
Radiografía con Rayos Gamma
Características:
· Para detectar grietas, porosidad, huecos e inclusiones
· Normalmente se aplica a materiales metálicos densos o gruesos.
· Objetos completos o estructuras con amplio rango de formas y tamaños
· Piezas fundidas, componentes gruesos o grandes y en especial,
configuraciones no accesibles a los generadores
de rayos x
· Peligro de Radiación
Radiografía con Rayos X
Características:
· Para detectar grietas, porosidad, huecos e inclusiones
· Metales, no-metales, compuestos y materiales mixtos
· Objetos o estructuras completas con amplia variedad de formas y tamaños
· Control de calidad de uniones y soldaduras
· Partes sueltas o perdidas y mecanismos de rotura
· La sensibilidad disminuye con el aumento de espesor.
· Las grietas deben estar orientadas de forma paralela a las vigas.
· Peligro de radiación.
Pruebas de Ultrasonido
· Aplicaciones:
· Medición de espesor de pared
· Medición de espesor de pared a temperatura elevada
· Detección de defectos en las vigas en ángulo
· Grietas, huecos, laminación, inclusiones y desconexiones
Visual - Óptica
· Principio: Se aplica la Inspección Visual Directa y la Inspección con
Ayuda Óptica a las superficies de los
objetos, para detectar indicaciones de defectos y anomalías de manera
independiente y en combinación con otras
técnicas de Evaluación No Destructiva, NDE.
· Luz visible (luz ultravioleta con materiales fluorescentes)
· Fotones reflejados o transmitidos
· Medios: Ojos, ayuda óptica, lupas, exploradores de conductos
· Imagen Visual
· Medición Directa: se utiliza con otras técnicas para la interpretación
directa (por ejemplo: penetrantes líquidos,
partícula filtrada, partícula magnética)
Personal del Taladro
Rig Manager
Jefe del Taladro (tool pusher)
Supervisor de Turno (tour pusher)
Perforador (driller)
Encuellador (derrickman)
Cuñeros (floorhands)
Obreros de Patio (roustabouts)
Mecánico (mechanic)
Electricista (electrician)
Soldador (welder)
Operador de Grua (crane operator)
Organigrama para un equipo de perforación en tierra firme
Sarta de Perforación - Drillstring
Sarta de Perforación:
Drillstring Design
Tubería (Drill Pipe)
Tubería Pesada (Heavy Wate DP)
Martillos (Jars)
Collares (Drill Collars)
Estabilizadores (Stabilizers)
Escariadores
Broca
Equipo para control direccional
Funciones de la Sarta de Perforación
La sarta de perforación es el enlace mecánico que conecta a la barrena de
perforación que está en el fondo con el
sistema de impulsión rotario que está en la superficie.
La sarta de perforación sirve para las siguientes funciones:
1. Transmitir rotación a la barrena
2. Transmitir y soportar cargas axiales
3. Transmitir y soportar cargas de torsión.
4. Colocar el peso sobre la barrena para perforar
5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo
6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y enfriar la
barrena.
Collares de Perforación
Descripción:
Son tubulares metálicos de gran espesor de pared
Los extremos tienen roscas maquinadas en el torno (caja y perno)
Funciones:
Proveer el peso para colocar sobre la barrena (WOB)
Mantener la tubería de perforación en tensión y así
Prevenir el combamiento o pandeo de la sarta de perforación
Proveer el efecto de Péndulo para la perforación de agujeros rectos
Tipos:
•Se fabrican en variedad de tamaños de diámetro externo e interno
Diámetros Externos OD típicos van de 4 ¾” to 9 ½”
•Por lo general en longitudes de 30 a 31 pies
•Pueden tener forma de barra cuadrada para perforar en zonas con alta
Tendencia natural a la desviacíon del agujero.
•Espiralados para perforar en zonas con tendencia al atrapamiento de la
sarta
•Pueden tener recesiones para instalar elevadores y cuñas rotarias
Componentes del Taladro
Collares de Perforación (Drill Collars)
Son tubos pesados de paredes gruesas usados entre la broca y la
tubería para colocar peso sobre el fondo de la sarta y ayudar en
la perforación.
Los Collares (ó Lastra barrenas) tienen las siguientes funciones en la
sarta de
perforación:
• Protegen la Sarta de perforación de Doblamiento y la Torsión
• Controlan la dirección y la inclinación de los pozos.
• Para perforar pozos rectos y pozos verticales.
• Reducen las “patas de perro”, asientos de llave y salientes.
• Aseguran que la sarta de revestimiento sea bajada exitosamente
• Mejoran el desempeño de la barrena.
• Reducen la perforación irregular, tubería pegada y brincos.
• Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones
de
terminación del pozo.
Componentes de la Sarta de Perforación
Medición de los Collares de Perforación
Tubería de Perforación
Funciones:
• Servir como conducto o conductor del fluido de perforación.
• Transmitir la rotación desde la superficie hasta la barrena en el
fondo.
• Colocar el peso sobre la barrena para perforar.
• Transmitir y soportar cargas de torsión y axiales.
Componentes:
• Un tubo cilíndrico sin costura exterior y pasaje central fabricado de
acero fundido o de aluminio extruído
• Conectores de rosca acoplados en los extremos del cuerpo tubular sin
costura
Conectores de Rosca:
• Proporcionan la conexión entre los componentes de la sarta de
perforación.
• Son piezas metálicas soldadas al cuerpo tubular sin costuras
• Suficientemente gruesos y fuertes para cortar en ellos roscas de pin y
de caja
Tubería de Perforación
1. Los dos tipos de lastra barrena son
ampliamente utilizados.
2. En áreas con posibilidad de que ocurra
pega diferencial de la sarta se deben
emplear (DC) y tubería de perforación
pesada (HWDP) con superficie exterior
espiralada para reducir el área de
contacto con la formación.
Clasificación de la Tubería de Perforación
Tubería de Perforación Pesada - HWDP
Diseño:
• Con mayor espesor de pared y acoples más largos que la TP regular
• Con refuerzo metálico externo en el centro del cuerpo del tubo
• También disponible con diseño exterior espiralado
Funciones:
• Como elemento de transición entre los collares de perforación (DC) y la
tubería de perforación (TP)
• Esto previene el pandeo o combamiento de la TP
• Puede trabajarse en compresión sin sufrir daño en los acoples
• Empleada extensamente en Perforación Direccional
• En ocasiones se utiliza en reemplazo de los DC
• Mantiene la Tubería de Perforación rotando en tensión
• No se debe usar para proporcionar peso sobre la barrena en condiciones
normales
Tubería de Perforación Pesada o de Pared Gruesa (HWDP)
Tiene el mismo diámetro externo que la tubería de perforación
normal pero el diámetro interno es mucho más reducido
(normalmente 3”) y un refuerzo en la mitad del cuerpo del
tubular del tamaño de los acoples para resistir el desgaste por
abrasión contra la pared del hoyo.
Se usa entre tubería de perforación normal y los lastra barrena
para permitir que haya una transición suave entre los “módulos
de sección” de los componentes de la sarta de perforación.
Estabilizadores
Razones para usar estabilizadores:
1. Se usan como el método fundamental para controlar el comportamiento
direccional de la mayoría de las herramientas de
fondo.
2. Ayudan a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la
barrena.}
3. Reducen al mínimo el doblamiento y las vibraciones que causan el
desgaste de los acoples y dañan los componentes de la
herramienta de fondo tales como los MWDs.
4. Reducen el torque de perforación al evitar que haya contacto del
collar con las paredes del pozo y los mantiene
concéntricos dentro del hoyo.
5. Ayudan a evitar el que la tubería se pegue por presión diferencial y
también la formación de asientos de llave.
Estabilizadores
Escariadores de Rodillos
Diseño de la Sarta de Perforación
REQUIERE DE DISEÑO MECÁNICO
6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y
enfriar la barrena
REQUIERE DE DISEÑO DIRECCIONAL
REQUIERE DE DISEÑO HIDRÁULICO
Diseño Mecánico
Describe las limitaciones de la tubería
de perforación y de los collares a los
esfuerzos de:
· Tensión
· Sobre-Tensión Permisible
· Estallido
· Colapso
· Torsión
· Pandeo
Diseño Direccional
Describe la tendencia de la sarta de
perforación a causar la desviación del
hoyo hacia una predeterminada dirección
Diseño Hidráulico
· Describe la influencia que tiene la
geometría interna y externa de la sarta
sobre las pérdidas friccionales en un
sistema circulante de fluidos
· Se discute en la sección sobre
· El análisis recomienda el uso de TP de
5 ½” o 6-5/8” para pozos ultra profundos
y la conexión de la TP con la espiga
hacia arriba para mejorar la hidráulica en
la perforación de pozos someros
Elementos Auxiliares / Accesorios de la Sarta
Elementos Auxiliares / Accesorios de la Sarta
Sarta de Perforación - Herramientas de Manejo
Elevadores
Componentes del Taladro
Cuñas (Slips)
Son piezas de metal con dientes ó elementos de agarre
que son usados para soportar la caida de la tubería dentro
del hueco ó para mantener la tubería en su lugar. Las cuñas
se ajustan entre la tubería y el master bushing.
Sarta de Perforación - Herramientas de Manejo
Componentes del Taladro
Cuñas de Poder (Power Slips)
Existen cuñas hidráulicas o neumáticas que evitan el
contacto directo con la herramienta, protegiendo el
operador; en estas, el agarre es efectuado por empaques
especiales.
Sarta de Perforación - Herramientas de Manejo
Llaves para Ajustar y Aflojar de Conexiones
Aplicación del lubricante de rosca en la caja del acople
Enrosque de “estocada” alineada
Posición de las llaves Manuales para apretar la unión enroscada
Llaves en posición para ajustar la unión con torque
Colocando el torque a la unión
Tensión en la línea del torque de ajuste
Torque de Ajuste
Torque de Ajuste
Componentes del Taladro
Rampa de Tuberia (Pipe Ramp)
Rampa angular que sirve para arrastrar y subir la tuberia y
herramientas hasta la plataforma y la mesa rotaria.
Principio del Diseño de Conexiones
Funcionan como un ajuste por fricción.
La fuerza hacia abajo se convierte en componentes vertical y horizontal.
La interferencia proporciona integridad a la presión.
Al agregar roscas se agrega protección al desacople por tensión
Tipos de Conexiones API
1. Rosca API de Tubería de Conducción :
Forma en V, perfil de rosca truncada en tubo y
acople,
2. Rosca API Redonda para Tubería de
Revestimiento y de Producción: Perfil de Rosca
Redonda. Tipos: Rosca Larga y Rosca Corta,
3. Rosca “Buttress” para TR y de producción:
Rosca ACME
Modificada con forma trapezoidal de 29°,
4. Rosca “Extreme Line” o Conexión Integral
para TR y tubería de producción: Rosca ACME
modificada con Sello de metal a metal.
Propiedades Mecánicas de la Tubería de Revestimiento
Propiedades del Acero – Punto de Cedencia
Cuando un especimen de cualquier metal como el acero
se carga lentamente por tensión o por compresión, se
observa un incremento o decremento en su longitud. Si
los incrementos de carga se grafican contra la elongación
(o la contracción), se va a obtener una gráfica
característica.
API define el punto de cedencia como el esfuerzo detensión que
se requiere para producir una elongación total de 0.5% de la
longitud medida de un especimen de prueba, determinado por
un extensómetro o multiplicando divisores.
Para los grados P- 105 y P- 110 la elongación total de la
longitud es de 0.6%.
Propiedades del Acero : Grados del Acero
Equivalentes en forma aproximada los niveles especificados en la Norma 6A
PSL
Nivel 1: Grados H-40, J-55, K-55 y N-80
· Servicio Dulce o Cantidad Limitada de H2S
· Presiones < 5,000 psi
Nivel 2: Grados M65, L80, C90, C95 y T95
· Alta Presión (>10M) con contenido de H2S limitado
ó Baja Presión con contenido de H2S elevado.
· Control estricto de dureza y de QA/QC.
Nivel 3: Grado P-110
· Bajo contenido de H2S; Alta Temperatura /Alta Presión
· Muy poco control
Nivel 4: Grados por encima del nivel 3 como Q125
· Aplicaciones HP con alto contenido de H2S
· Control muy estricto de QA/QC
· Los tramos de tubería son totalmente rastreables por
número de serie para todo el trabajo.
Grados de Acero
H-40: es el grado de tubería de revestimiento y de tubería
de producción más bajo. Tiene un punto de cedencia
máximo de 80,000 psi lo cual lo hace adecuado para H2S.
J-55: es el grado tanto para tubería de revestimiento y
tubería de producción. El punto de cedencia máximo es
80,000 psi. Adecuado para H2S.
M65: De alta rudeza y adecuado para H2S. Rango de
punto de cedencia: 65-80,000 psi. Resistencia a la tensión
mínima es de 85,000 psi. El acople puede ser L80 o K55
dependiendo del espesor de la pared.
El estallido y el colapso del cuerpo exceden los grados J55 y
K55 / La resistencia del acople excede al grado J55.
K-55 ; es únicamente un grado para tubería de
revestimiento. Se clasifica como acero tipo carbón. Tiene
una resistencia a la tensión más elevada que J-55 95,000
psi contra 75,000 psi. Colapso y estallido de K-55 y J-55
son iguales: únicamente la resistencia de las juntas es
diferente ya que se basa en la resistencia a la tensión más
que en la cedencia. Se puede usar para contenidos bajos de
H2S a todas las temperaturas.
L80- es el grado más extensamente usado en la industria,
ya que es adecuado para H2S. La cedencia máxima es
95,000 psi y la resistencia a la tensión mínima es de 95,000 psi.
La dureza máxima de Rockwell C23. Tanto para tubería de
revestimiento como para tubería de producción. El acero debe
ser Q&T (enfriado y templado). Hecho por medio de métodos
sin costura o con soldadura ERW.
N80: tiene un punto de cedencia máximo de 110,000 psi y
una resistencia a la tensión mínima de 100,000 psi. N80
es un acero tipo aleación. Debido a su alto punto de
cedencia no es adecuado para H2S a ninguna de las
temperaturas.
Grados de Acero
C90: se usa principalmente en pozos de alta presión que
contienen H2S. Este grado se desarrolló en 1983. El punto de
cedencia máxima se restringe a 105,000 psi y la resistencia a
la
tensión mínima es de 100,000 psi para tuberías de
revestimiento
y de producción.
Este es un acero de aleación que contiene cromo y
molibdeno. Se fabrica por métodos sin costura. La dureza
Rockwell máxima es C25.4
C95: tiene un punto de cedencia máximo de 110,000 psi y
una
resistencia a la tensión mínima de 105,000 psi. Es un grado
sólo
para tubería de revestimiento y fue colocado en las
especificaciones para reemplazar al grado C75. Se puede
fabricar por medio de procesos sin costura o ERW y el acero
es una aleación. C95 no tiene limitación de dureza, por lo
tanto no es adecuado para H2S a temperaturas bajas debido a
su alto punto de cedencia.
T95: Resuelve los problemas que tiene el C95. Es tanto para
tubería de revestimiento como para tubería de producción. La
resistencia a la tensión mínima es de 105,000 psi y el punto
de cedencia máximo es de 110,000 psi. Este es un acero de
aleación hecho por métodos sin costura. La dureza Rockwell
máxima es de C25.4
P110: Empleado para tuberías de revestimiento y de
producción. Cedencia máxima 140,000 psi. Resistencia a la
tensión mínima de 125,000 psi. Se fabrica sin costura para
tubing y son soldadura ERW para tubería de revestimiento.
Inicialmente se añadió para resolver problemas de pozos
profundos.
Q125: Usado principalmente en pozos profundos con altas
presiones, especialmente altas presiones de colapso. Lo
añadió API en 1985, clasificado como grupo 4. Se fabrica por
medio de ERW y métodos sin costura. Es el primer grado que
requiere pruebas de impacto para confirmar la
resistencia del acero.
Diferentes Esfuerzos que Afectan a la Columna Durante la Perforación
Cuando Perforamos con el método Rotativo.
• La columna de perforación se somete a los esfuerzos de:
TENSIÓN
COMPRESIÓN
TORSIÓN
FLEXIÓN
Diferentes Esfuerzos que Afectan a la Columna Durante la Perforación
Esfuerzos de Tensión:
• Los esfuerzos de Tensión aumentan a medida que nos acercamos a la
superficie, siendo el esfuerzo mayor en la última tubería
Esfuerzo de Compresión:
• El Esfuerzo de Compresión se observa en la parte inferior de la columna
de perforación, es decir, en las portamechas, siendo el
mayor el esfuerzo de compresión sobre el trépano.
Esfuerzos de Torsión:
• El esfuerzo de Torsión se observa a lo largo de toda la columna de
perforación y aumenta en proporción directa a la
profundidad del pozo y en relación a la velocidad de rotación de la mesa.
Diferentes Esfuerzos que Afectan a la Columna Durante la Perforación
Esfuerzo de Flexión:
• El esfuerzo de Flexión se ejerce en dos partes y se origina por
distintas causas.
• En la parte inferior se produce por la compresión y rotación.
•En la parte superior la zona de tensión, a medida que subimos se agranda
la longitud y disminuye la amplitud, hasta que en la
parte superior desaparece, pues el esfuerzo de tensión, que es mayor,
anula el esfuerzo de flexión.
La zona de compresión es la parte
inferior de la columna; ésta
sometida a torsión y flexión siendo
esta la zona más peligrosa en la que
pueden ocurrir las fallas.
Código IADC para Clasificación del desgaste de Barrenas
Fuente: Reed Hycalog PDC & Roller Cone Product Technology Reference
Information
Código IADC para Clasificación del desgaste de Barrenas
Fuente: Reed Hycalog PDC & Roller Cone Product Technology Reference
Information
Código IADC para Clasificación del desgaste de Barrenas
Código IADC para Clasificación del desgaste de Barrenas
Parámetros de Perforación Vs Desempeño de la Barrena
Formación de Recortes
· La carga del diente supera la resistencia a la compresión de la roca y
genera un cráter.
· El raspado ayuda a quitar los recortes de los cráteres.
Remoción de los Recortes
· Se requiere retirar los recortes para permitir que se formen nuevos
recortes
Respuesta al Peso sobre la Barrena (WOB)
Respuesta a las RPM
Estructura de Corte
Efectos de la Excentricidad
Estructura de Corte
Estructura de Corte
Rate of Penetration o Tasa de Penetración
indica la velocidad a la que una broca avanza perforando el subsuelo,
normalmente expresada en unidades de profundidad por unidad de tiempo,
como
pies por hora (ft/hr) o metros por hora (m/hr).
Espectro para la Aplicación de las Barrenas
Cuerpo de Matriz o Carburo de Tungsteno
El Proceso de Selección de Barrenas
Proceso de Selección de Barrenas
Selección de Barrenas
Barrena de compactos de diamante policristalino (PDC)
Ventajas
• Alta Velocidad de Perforación
• Potencial de Larga Vida
Consideraciones
• Daño por Impacto
• Abrasividad
• Estabilidad
Selección de Barrenas
Barrena de Dientes
Ventajas
• Alta Velocidad de Perforación
• Buena Estabilidad
• Económica
Consideraciones
• Velocidad de Desgaste de Dientes
• Vida del Cojinete
Selección de Barrenas
Barrenas de Insertos
Ventajas
•Durabilidad de la Estructura de Corte
• Rango de Formaciones
• Tolerancia entre Capas
• Se puede dirigir y es estable
Consideraciones
• Velocidad de Perforación más Lenta
• Vida de los Cojinetes
Selección de Barrenas
Barrenas de Diamante Natural e Impregnado
Ventajas
• Muy Durable
• Capacidad para Roca Dura
• Riesgo de sufrir daño en contacto
con residuos metálicos en el pozo
Consideraciones
• Velocidad de Perforación más lenta
• Sensibilidad a las RPM
• Aplicaciones de costo elevado
¿Qué es lo que se Analiza?
Principales unidades estratigráficas de la Cuenca Oriente. (Baby, et al.,
2014)
Registros Eléctricos , Registros
Geológicos de lodo, Reportes Diarios
de Perforación y Reportes de la
Herramienta de Fondo
Datos de Pozos vecinos – Registros de Barrenas
Reconocimiento de las
Limitaciones
• Restricciones de operación (Especificaciones del equipo de
perforación, etc.)
• Restricciones Contractuales
• Restricciones Económicas
• Cambios de mentalidad
Otros Factores (Lodo)
· Propiedades del Lodo (fluido base, densidad, aditivos, etc.)
· Hidráulica de la barrena (especialmente crítica en WBM)
· Tasas de circulación (Gasto) máximo / mínimo
· Lubricidad del lodo (efectos en la vibración y en las barrenas
impregnadas)
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica: Selección de Boquillas
Pérdida de presión en las boquillas
Pérdida de presión de la boquilla , psi (Pb):
Área de boquilla
Hidráulica: Selección de Boquillas
Pérdidas totales de presión salvo la pérdida de presión por la boquilla
de la mecha, psi (Pc):
Determinar la inclinación de la línea M:
Pérdidas óptimas de presión (Popt)
a) Por fuerza de impacto:
b) Por caballos de fuerza hidráulica:
Hidráulica: Selección de Boquillas
Caudal óptimo (Qopt):
a) Por fuerza de impacto:
Para determinar la presión en la mecha (Pb):
Para determinar el área de la boquilla, pulgadas cuadradas:
Para determinar boquillas, 1/32 pulg., para tres boquillas:
b) Por caballos de fuerza hidráulica:
Hidráulica: Selección de Boquillas
Para determinar boquillas, 1/32 pulg., para dos boquillas:
Ejercicio
Optimizar la hidráulica de la broca en un pozo con las siguientes
características:
Seleccionar los tamaños de chorro apropiados por fuerza de impacto y
caballos de fuerza hidráulica para dos y tres boquillas:
Hidráulica:
Ejercicio
Velocidad Anular Crítica y Caudal Crítico
Ejercicio
Velocidad de Deslizamiento de Ripios
Ejercicio
Utilizar los siguientes datos para determinar la velocidad anular,
pie/min; la velocidad de deslizamiento de
ripios, pie/min; y la velocidad de subida neta de los ripios.
Modelo Plástico de Bingham
Se han desarrollado varios modelos matemáticos para simular la reología
de los fluidos de perforación. El que se usa más
ampliamente en el campo es el Modelo Plástico de Bingham.
Este modelo supone un comportamiento lineal de la relación entre el
esfuerzo cortante y la velocidad de cizallamiento, pero la
línea no cruza el origen como sucede con los fluidos Newtonianos.
La ecuación del modelo plástico de Bingham está dada por:
Modelo Plástico de Bingham
Viscosidad Plástica, PV:
Los lodos de perforación normalmente están compuestos por una fase
líquida continua en la cual están dispersos los
materiales sólidos. La Viscosidad Plástica es la resistencia al flujo
relacionada con la fricción
mecánica que es causada por:
•La concentración de sólidos.
•El tamaño y forma de los sólidos.
•La viscosidad de la fase líquida.
En el campo la PV se considera como una guía para el control de sólidos.
Se incrementa conforme el porcentaje volumétrico de sólidos se incrementa
o si el porcentaje volumétrico permanece
constante pero el tamaño de partículas disminuye.
Por lo tanto, la PV se puede reducir al reducir la concentración de
sólidos o disminuyendo el área superficial.
Modelo Plástico de Bingham
Punto de Cedencia, YP
El punto de cedencia es la resistencia inicial al flujo debido a las
fuerzas electroquímicas entre las partículas. Estas fuerzas
son causadas por las cargas localizadas en la superficie de las
partículas dispersas en la fase fluida. El punto de cedencia
depende de:
•Las propiedades superficiales de los sólidos en el lodo.
•La concentración volumétrica de los sólidos.
•El ambiente iónico del líquido que rodea a los sólidos.
El YP se puede controlar por medio de un tratamiento químico adecuado.
•Las cargas positivas en las partículas se pueden neutralizar por la
adsorción de grandes iones negativos. Estos pueden ser
aportados por productos químicos como: taninos, lignitos,
lignosulfonatos, etc.
•En caso de contaminación de iones como calcio o magnesio, estos se
pueden remover como precipitados insolubles.
•La dilución con agua también puede reducir el YP. Sin embargo, si la
concentración de sólidos es demasiado elevada no va
a ser efectiva.
Modelo Plástico de Bingham
PV =Pendiente, YP = Intersección
Ejercicio
Modelo de la Ley de Potencia – Se utiliza para simular el comportamiento
de fluidos de perforación basados en polímeros
que no tienen un esfuerzo de cedencia. (por ejemplo, las salmueras
transparentes viscosificadas).
La ecuación general para este modelo es:
K es el índice de consistencia, “n” es el índice de comportamiento de
flujo. 0 < n < 1.0 Tanto K como n son particulares para
cada fluido.
𝗗𝗿𝗶𝗹𝗹𝗶𝗻𝗴 𝗿𝗮𝘁𝗲 (𝗥𝗢𝗣): ¿Qué es la ROP y por qué es importante?
La ROP mide la rapidez con la que la broca penetra la roca del subsuelo.
Es un indicador clave de rendimiento (KPI) para las
operaciones de perforación porque:
Una ROP más alta reduce el tiempo necesario para alcanzar las
profundidades objetivo, lo que minimiza los costos.
Una ROP óptima equilibra la velocidad con la seguridad y la longevidad
del equipo, lo que evita daños en la formación o el
desgaste de las herramientas.
El monitoreo en tiempo real de la ROP proporciona datos valiosos para
ajustar los parámetros de perforación y evaluar las
características de la formación.
Factores que influyen en la ROP:
Propiedades de la formación:
Tipo de roca: Las formaciones blandas como la arenisca o la pizarra
permiten una perforación más rápida en comparación
con las formaciones duras como la piedra caliza o el granito.
Presión de formación: Las zonas con sobrepresión pueden permitir una
perforación más rápida, mientras que las zonas con
baja presión pueden requerir ajustes para evitar la inestabilidad del
pozo.
Parámetros de perforación:
Peso sobre la broca (WOB): Aumentar el WOB generalmente mejora la
velocidad de penetración (ROP), pero puede
provocar desgaste de la broca o daños en el equipo si es excesivo.
Velocidad de rotación (RPM): Unas RPM más altas pueden mejorar la ROP,
pero deben equilibrarse con el diseño de la
broca y las características de la formación para evitar vibraciones o
fallas de la broca.
Tasa de flujo de lodo: La remoción eficiente de recortes con la tasa de
flujo correcta ayuda a mantener una ROP óptima.
Selección de la broca:
Tipo de broca: Las brocas de diamante policristalino compacto (PDC)
suelen lograr una ROP más alta en formaciones blandas,
mientras que las brocas de cono de rodillo son adecuadas para formaciones
duras.
Diseño de la broca: El tamaño, la forma y la disposición de los
cortadores afectan la ROP.
Propiedades del fluido de perforación:
La densidad del lodo, la viscosidad y los aditivos influyen en la ROP al
afectar el enfriamiento de la broca, la remoción de
recortes y la presión en el fondo del pozo.
Las propiedades inadecuadas del fluido pueden provocar el apelmazamiento
de la broca, lo que reduce la ROP.
Condiciones del fondo del pozo:
Eficiencia de la limpieza del pozo: la eliminación deficiente de los
recortes puede ralentizar la perforación.
Estabilidad del pozo: las formaciones que colapsan o se expanden pueden
impedir la velocidad de penetración.
Tecnología y herramientas:
Las herramientas de medición durante la perforación (MWD) y registro
durante la perforación (LWD) brindan datos en
tiempo real para optimizar la velocidad de penetración.
Los sistemas rotativos direccionales (RSS) mantienen el control
direccional sin comprometer la velocidad de penetración.
Estrategias para optimizar la velocidad de penetración:
Planificación previa a la perforación: Analice los datos de pozos
secundarios para comprender las propiedades de la formación
y las tendencias históricas de la velocidad de penetración.
Seleccione los tipos de brocas y fluidos de perforación adecuados para
las litologías esperadas.
Monitoreo y ajustes en tiempo real: Monitoree continuamente la velocidad
de penetración y otros parámetros de perforación
para identificar ineficiencias o cambios en las propiedades de la
formación.
Ajuste el WOB, las RPM y los caudales de lodo en respuesta a las
condiciones en tiempo real.
Optimización de la broca: Utilice diseños de broca avanzados adaptados a
la formación específica.Implemente análisis de la
ejecución de la broca para evaluar el rendimiento y mejorar la selección
de brocas futuras.
Gestión de fluidos: Mantenga las propiedades óptimas del lodo para
mejorar el transporte de los recortes y minimizar el
desgaste de la broca.
Use lubricantes o aditivos para reducir la fricción en formaciones
desafiantes.
𝐈𝐝𝐞𝐧𝐭𝐢𝐟𝐲 𝐁𝐢𝐭 𝐅𝐚𝐢𝐥𝐮𝐫𝐞 𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠:
Identificar fallas en las brocas durante la perforación de pozos
petroleros es vital para evitar tiempos de inactividad costosos y
garantizar la seguridad operativa. El uso de múltiples métodos puede
mejorar su capacidad para identificar problemas
potenciales:
𝐑𝐞𝐚𝐥-𝐭𝐢𝐦𝐞 𝐝𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠 𝐝𝐚𝐭𝐚:
𝐑𝐚𝐭𝐞 𝐨𝐟 𝐏𝐞𝐧𝐞𝐭𝐫𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧 (𝐑𝐎𝐏): Una disminución repentina en la tasa de
penetración (ROP), en particular cuando se compara
con la tasa planificada, puede indicar desgaste o falla de la broca.
Sistema de Transmisión de Señales (𝐒𝐢𝐬𝐭𝐫𝐚𝐬): transmite datos en tiempo
real para monitorear condiciones del fondo del pozo,
optimizar la perforación y reducir costos. Un aumento inesperado en el
WOB requerido para mantener una ROP constante
puede sugerir que la broca se está desafilando o que se está encontrando
una formación más dura.
𝐓𝐨𝐫𝐪𝐮𝐞: Un torque excesivo o errático puede indicar un desequilibrio de
la broca, problemas de cojinetes o cambios de
formación. Además, si se aplica más WOB pero no hay cambios en el torque
de perforación, puede indicar una pérdida de
cortadores en las brocas PDC.
𝐒𝐭𝐚𝐧𝐝𝐩𝐢𝐩𝐞 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐬𝐮𝐫𝐞: Las fluctuaciones en la presión de la tubería vertical
pueden indicar que la broca está tapada,
bloqueada o que la formación es inestable.
𝐈𝐝𝐞𝐧𝐭𝐢𝐟𝐲 𝐁𝐢𝐭 𝐅𝐚𝐢𝐥𝐮𝐫𝐞 𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠:
𝐃𝐨𝐰𝐧𝐡𝐨𝐥𝐞 𝐬𝐞𝐧𝐬𝐨𝐫𝐬:
𝐌𝐮𝐝 𝐥𝐨𝐠𝐠𝐞𝐫𝐬: Estos monitorean las propiedades del fluido de perforación,
como la densidad del lodo, la viscosidad y el
contenido de gas, que pueden cambiar si la broca no funciona de manera
óptima.
𝐓𝐨𝐨𝐥𝐬 𝐌𝐞𝐚𝐬𝐮rement: Detecta vibraciones anormales en la sarta de
perforación, causadas por desequilibrio de la broca,
desgaste de los cojinetes o cambios en la formación.
𝐓𝐨𝐨𝐥𝐬 𝐌𝐞𝐚𝐬𝐮𝐫𝐞𝐦𝐞𝐧𝐭𝐞𝐝: Las herramientas de medición y registro durante la
perforación brindan datos en tiempo real sobre
la inclinación del pozo, el acimut, la resistividad de la formación y
otros parámetros para identificar problemas de rendimiento
de la broca.
𝐒𝐮𝐫𝐟𝐚𝐜𝐞 𝐨𝐛𝐬𝐞𝐫𝐯𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧𝐬:
𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠 𝐅𝐥𝐮𝐢𝐝 𝐑𝐞𝐭𝐮𝐫𝐧𝐚𝐬: Observe los cambios en el color, la consistencia y
el volumen de los retornos del fluido de
perforación, lo que indica desgaste de la broca, cambios en la formación
o pérdida de circulación.
Drilling Cuttins (Recortes de perforación) : Analice el tamaño, la forma
y el color de los recortes de perforación para
determinar el tipo de formación y el posible desgaste de la broca.
Sistema de circulación
Sistema Circulante
Sirve de soporte al sistema de rotación al proveer el equipo, los
materiales y las áreas de trabajo para preparar y mantener el
fluido de perforación o “lodo”.
Los 4 componentes principales de un sistema circulante son:
1. Tanques o Presas de Succión
2. Línea de Succión
3. Bombas de Lodo
4. Línea de Descarga de la Bomba
5. Línea de Conducción a la torre
6. Manguera Rotaria
7. Sarta de Perforación
8. Espacio Anular hoyo - Sarta
9. Línea de Retorno
10. Tanques o presas de asentamiento
11. Área para el acondicionamiento del lodo
Sistema de Circulación
Sistema de Circulación
Funciones del Lodo
Propiedades del Lodo
• Llevar los cortes del fondo a superficie
• densidad
• Sostener las paredes del pozo
• sólidos
• Controlar las presiones naturales en las formaciones perforadas
• viscosidad
• Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación
• filtración
• ayudar a soportar la sarta de perforación (boyancia)
• alcalinidad
• mantener el pozo limpio de cortes
• salinidad
• suspender los cortes cuando se para la circulación
• permitir obtener información de las formaciones
• transmitir potencia hidraúlica a la broca
• permitir la fácil remoción de los cortes en superficie
Tres Tipos Básicos de Fluidos son:
1. Fluidos de Perforación con Base Agua - WBM
2. Fluidos de Perforación con Base de Aceite - OBM
3. Fluidos de Perforación con Aire o Gas
Sistema Circulante
1. El corazón del sistema de circulación son las bombas de
lodo,
2. Existen dos tipos de bombas de lodo utilizadas en la
industria petrolera: Duplex y Triplex,
3. Una bomba básica consiste en un pistón que hace un
movimiento recíproco dentro de un cilindro.
4. Una bomba es sencilla si bombea el fluido cuando el
pistón se mueve hacia adelante (bomba triplex) y de acción
doble cuando bombea el fluido al moverse en ambas
direcciones (bomba duplex).
5. El tamaño de los pistones (y de las camisas en que se
mueven) afectan el caudal (tasa de bombeo o gasto) y la
presión máxima que pueda alcanzar la bomba
Retirar los recortes del fondo del agujero, transportarlos y liberarlos
en la
superficie.
· La velocidad de flujo en el espacio anular es el parámetro clave para
vencer el efecto de la gravedad,
· Es frecuente utilizar velocidades entre 100 y 200 pies/min en el
espacio anular,
· La densidad y la viscosidad también contribuyen a mejorar la capacidad
transportadora de un fluido,
· Los recortes y los sólidos deben retirarse en la superficie para
obtener un fluido limpio que se pueda bombear
de nuevo hacia el agujero a través de la sarta.
· La arena es muy abrasiva y si no se remueve dañará las bombas de lodo,
las líneas , los tubulares y el equipo
de subsuelo.
· Si no se remueven los recortes se fragmentarán y llenarán el lodo con
coloides que deteriorarán sus
propiedades reológicas.
Enfrar y lubricar la barrena y la sarta de perforación:
· Conforme la barrena y la sarta de perforación giran contra la
formación, se genera una gran cantidad de
calor,
· El fluido de perforación absorbe el calor generado y lo lleva a la
superficie, donde se libera a la atmósfera,
· El fluido de perforación debe tener algunas propiedades de lubricación
que ayudarán a reducir el torque y
la fricción.
· La lubricación ocurre entre el agujero y la superficie de la barrena o
sarta de perforación, no tiene nada
que ver con los cojinetes de la barrena.
Depositar un revoque de pared impermeable :
· Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque delgado y de
baja permeabilidad en la pared del
agujero frente a las formaciones permeables para consolidarlas y para
retardar el paso del fluido desde el
agujero del pozo hacia la formación permeable.
· La presión diferencial resultará en invasión del fluido, la cual en
ausencia de un revoque empujaría al lodo o
a su filtrado hacia la formación,
· La pérdida de lodo o de filtrado causará daños a la formación.
Controlar las presiones del subsuelo:
· La presión hidrostática del lodo debe ser suficiente para prevenir un
brote imprevisto del pozo,
· La densidad del lodo (peso del lodo) es el factor de control:
· Una ecuación muy común para obtener la presión hidrostática ejercida
por la columna de lodo es:
Presión hidrostática (psi ) = (Profundidad Vertical pies) x (densidad
del lodo, lb/gal) x (0.052)
El gradiente del lodo en (psi/pie) = (densidad del lodo, lb/gal)(0.052)
Sostener los recortes y el material pesado en suspensión cuando se
detenga la circulación:
· Esto se logra con buenas propiedades tixotrópicas del fluido.
· La tixotropía es la capacidad de un fluido de desarrollar resistencia
de gel con el tiempo cuando se le deja
en reposo, pero permitiéndole regresar a su estado fluido al aplicarle
agitación mecánica.
Soportar parte del peso de las sartas de perforación y de revestimiento:
· Conforme un pozo es perforado a mayor profundidad, el peso de las
sartas de perforación y derevestimiento se
convierte en un factor crítico.
· El lodo ayuda a reducir el peso de las sartas conforme ellas flotan
hacia arriba por una fuerza de empuje igual
al peso del lodo desplazado.
· Al aumentar el peso del lodo aumenta también la fuerza de flotación.
Evitar daños de permeabilidad en la zona productiva:
· El fluido utilizado para perforar la zona de producción tendrá un
impacto importante en la productividad del
pozo,
· La pérdida de la producción resulta de:
- Arcillas hinchadas por hidratación,
- Poros del yacimiento bloqueados con sólidos y/o gotas de micro-
emulsión.
Permitir la obtención información de las formaciones penetradas
• Las propiedades del fluido no deben interferir con el programa de
registro, deben facilitar la obtención de la
información deseada.
• Por ejemplo, el lodo debe tener una resistividad definida para que
cuando los registros se corran se pueda
derivar la resistividad de la formación.
Transmitir caballaje hidráulico a la barrena:
· El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia
hidráulica hasta la barrena,
· Las propiedades de flujo del lodo ejercen una influencia considerable
sobre la hidráulica. Ellas se deben
optimizar para lograr una hidráulica óptima.
· Una hidráulica adecuada promueve altas velocidades de penetración.
Protejer la sarta de perforación contra la corrosión :
· El fluido de perforación debe ser no corrosivo,
· La corrosión aumentará conforme disminuye el PH.
· La corrosión puede llevar a:
- Roturas de la tubería por chorro erosivo (lavado)
- Fallas en la bomba de lodos
- Fugas en las líneas de superficie.
Sistema de Circulación
Registro de Lodo
La unidad de registro, conocida como Unidad de Registro de Lodo (Mud
Logging Unit) esta conectada a los
principales componentes de la mesa rotaria para llevar registro de los
parámetros continuamente.
Este servicio es prestado por compañías especializadas y depende del
operador la calidad de la información
registrada.
Problemas y Síntomas de Limpieza del Agujero
Los problemas relacionados con la limpieza ineficiente del agujero
incluyen:
Aumento en la densidad del espacio anular y, a su vez, en la presión
hidrostática del lodo en el anular. Este
incremento
de la presión hidrostática del lodo puede causar la fractura de una
formación débil expuesta, lo que da por
resultado pérdida de circulación.
En la práctica, la limpieza eficiente del agujero se obtiene
proporcionando suficiente velocidad de circulación al lodo de perforación
en el anular y las propiedades
deseables del fluido.
Preparación y Tratamiento del Fluido
Las cuatro rutinas principales con el sistema de fluidos son:
1. Preparación Inicial
2. Densificación (incremento del peso o densidad del lodo)
3. Dilución (Reducción del peso o densidad del lodo)
4. Tratamiento / acondicionamiento (cambios en la química del lodo)
Un dispositivo en forma de embudo se emplea para agregar en forma rápida
materiales sólidos al lodo utilizando el principio del vacío creado por
el
flujo estrangulado (tubo venturi / principio de Joule)
Embudo de Mezcla
con chorro de lodo
Pruebas de Campo para el Fluido de Perforación
Las dos propiedades principales que son continuamente controladas son:
Peso del lodo
medido con la Balanza de Lodos:
Y
Viscosidad
Empleando un embudo de Marsh
Viscosidad
· La viscosidad se define como la resistencia de un fluido al flujo.
· Se mide rutinariamente en el campo utilizando el embudo Marsh y se mide
el tiempo en segundos que le toma
a un cuarto de galón del fluido pasar a través del embudo.
· Conforme aumenta la penetración, los sólidos inertes y los
contaminantes entran al sistema de lodo y pueden
hacer que la viscosidad aumente.
· El embudo Marsh se puede utilizar para determinar si la viscosidad está
en el rango adecuado.
Densidad
· El requerimiento primario de desempeño para un fluido de perforación es
el control de presiones.
· La densidad de cualquier lodo está directamente relacionada con la
cantidad y gravedad específica promedio
de los sólidos en el sistema.
· El control de densidad es importante ya que la presión hidrostática
ejercida por la columna de fluido se
requiere para contener la presión de la formación y para ayudar a
mantener el agujero abierto.
· La densidad de los fluidos de perforación debe ser dictada por las
presiones de la formación.
· La presión ejercida por la columna de fluido debe ser igual a o
ligeramente mayor que la presión de la
formación.
Densidad
· El control de la densidad es importante.
· La densidad necesitará ajustarse durante las operaciones en el pozo.
· Se utilizará material densificante como la Barita debido a su alta
gravedad específica (mínimo de 4.2 gr/cc),
· La presión efectiva en el fondo del pozo será mayor en condiciones
dinámicas de bombeo (presión por
circulación).
· La Densidad Equivalente por Circulación será:
Tipos de Fluidos de Perforación
Materiales de Arcilla:
· La bentonita se utiliza en fluidos de perforación para dar viscosidad y
para controlar la pérdida de fluido,
· Diferentes grados de bentonitas:
· Bentonita Wyoming, bentonita sodio puro
· Bentonita API ,montmorillonita tratada con polímeros
· Bentonita OCMA , bentonita de calcio tratada con ceniza de soda para
reemplazar el calcio con sodio
· Las arcillas comerciales están calificadas de acuerdo con su
rendimiento. (Se define el rendimiento de una
arcilla
como el número de barriles de lodo de 15 centipoise que se pueden obtener
con una tonelada de material seco )
Aditivos para control de la viscosidad:
· Los polímeros orgánicos como Xanthan, PAC o CMC son viscosificantes con
moléculas de cadenas
largas:
· polímero de celulosa polianiónica,
· polímero de carboximetil celulosa,
· Los adelgazantes químicos (dispersantes) reducirán la viscosidad de los
fluidos de perforación:
· Se pueden utilizar fosfatos, lignitos, lignosulfonatos, taninos o
adelgazantes sintéticos.
Aditivos para control de fltración:
· Las arcillas como la Bentonita favorecen la filtración al formarse el
revoque frente a la formación permeable,
· Los polímeros orgánicos como el almidón se hinchan y sellan las zonas
permeables en forma efectiva,
- La estabilidad está limitada a 250 ° F,
· El CMC y el PAC de baja viscosidad también son buenos para la formación
del revoque,
- El PAC trabaja con salinidades max de 60,000ppm y la estabilidad por
temperatura está limitada a 350 ° F
Filtración
Debe formarse un revoque de filtración delgada, dura e impermeable para:
1.Minimizar el daño a la formación.
2.Mejorar la estabilidad del pozo y evitar arrastres y atascos.
3.Reducir la pérdida de fluidos.
Relación entre la pérdida de agua y la torta de filtración:
Cuando aumenta la pérdida de agua, la torta de filtración disminuye; sin
embargo, si el revoque de filtración aumenta, la
pérdida de agua disminuye.
pH
El pH de un fluido indica su acidez o alcalinidad relativa.
¿Por qué usar lodo con pH alto?
1.Para prevenir la corrosión: Un pH alto reduce los efectos corrosivos
sobre los equipos metálicos causados por
condiciones ácidas.
2.Para neutralizar el gas H₂S: El pH alto ayuda a neutralizar el sulfuro
de hidrógeno (H₂S), reduciendo sus efectos
tóxicos y corrosivos.
3.Para manejar altas temperaturas: Los lodos con pH alto son más estables
a temperaturas elevadas, manteniendo sus
propiedades en condiciones de perforación exigentes.
Efectos negativos de los sólidos en el sistema de lodo:
1.Daños en las partes de la bomba.
2.Reducción de la tasa de penetración.
3.Obstrucción de las boquillas del tricono.
4.Causa tiempo de inactividad en la plataforma.
Problemas en el fondo del pozo debido a un fluido de perforación
inadecuado:
1.Desprendimiento de lutitas (shale sloughing).
2.Pérdida de circulación.
3.Ingreso de fluidos y posible reventón (well kick y blowout).
4.Alta temperatura en el fondo del pozo.
5.Atascamiento.
Componentes del Taladro
Bombas de Lodo (Mud Pumps)
Grandes bombas de reciprocación son usadas para circular el lodo (fluido
de
perforación) en un taladro.
La bomba de lodos se considera EL CORAZÓN del Sistema Circulante
Bomba Triplex – Componentes
Múltiple de Flujo para Succión y Descarga – B. Triplex
Amortiguador de
Pulsaciones en la
Descarga – B. Triplex
Absorbe los golpes de presión en la descarga de la bomba debido
al pistoneo.
Permite así una entrega volumétrica suave
A la vez que disminuye las vibraciones
Va instalado cerca o sobre la descarga
La cámara de amortiguación se pre-carga con Nirrógeno contenido
en una vegiga o diafragma deneopreno
Bomba de Pre-carga o de Alimentación – B. Triplex
Características:
• Suministra el fluido de perforación para la bomba de pistones en
forma continua
• Se instala en la línea de succión de la bomba de lodos para succionar
directamente de la presa y alimentar la succión de la bomba de
pistones
• Es una bomba tipo Centrífuga.
• Operada con motor diésel o, más comúnmente, con motor eléctrico
Camisas y Pistones – Bomba Triplex
Dimensiones consideradas:
•Longitud de la Carrera y Diámetro del Pistón (igual al diámetro
de la Camisa)
Volumen teórico entregado por embolada:
•Se calcula de acuerdo con las dimensiones
Volumen Real entregado:
V. Real = Vol. Teórico x Eficiencia Volumétrica.
Ef. Vol. Para bombas triplex es de 97 a 98%
Capacidad de las bombas de lodo
Bombas Duplex.
Bombas Triplex.
Velocidad Anular Crítica y Caudal Crítico
Ejercicio
Velocidad de Deslizamiento de Ripios
Ejercicio
Utilizar los siguientes datos para determinar la velocidad anular,
pie/min; la velocidad de
deslizamiento de ripios, pie/min; y la velocidad de subida neta de los
ripios.
Modelo Plástico de Bingham
Se han desarrollado varios modelos matemáticos para simular la reología
de los fluidos de perforación. El que se usa más
ampliamente en el campo es el Modelo Plástico de Bingham.
Este modelo supone un comportamiento lineal de la relación entre el
esfuerzo cortante y la velocidad de cizallamiento, pero la
línea no cruza el origen como sucede con los fluidos Newtonianos.
La ecuación del modelo plástico de Bingham está dada por:
Modelo Plástico de Bingham
Viscosidad Plástica, PV:
Los lodos de perforación normalmente están compuestos por una fase
líquida continua en la cual están dispersos los
materiales sólidos. La Viscosidad Plástica es la resistencia al flujo
relacionada con la fricción
mecánica que es causada por:
•La concentración de sólidos.
•El tamaño y forma de los sólidos.
•La viscosidad de la fase líquida.
En el campo la PV se considera como una guía para el control de sólidos.
Se incrementa conforme el porcentaje volumétrico de sólidos se incrementa
o si el porcentaje volumétrico permanece
constante pero el tamaño de partículas disminuye.
Por lo tanto, la PV se puede reducir al reducir la concentración de
sólidos o disminuyendo el área superficial.
Modelo Plástico de Bingham
Punto de Cedencia, YP
El punto de cedencia es la resistencia inicial al flujo debido a las
fuerzas electroquímicas entre las partículas. Estas fuerzas
son causadas por las cargas localizadas en la superficie de las
partículas dispersas en la fase fluida. El punto de cedencia
depende de:
•Las propiedades superficiales de los sólidos en el lodo.
•La concentración volumétrica de los sólidos.
•El ambiente iónico del líquido que rodea a los sólidos.
El YP se puede controlar por medio de un tratamiento químico adecuado.
•Las cargas positivas en las partículas se pueden neutralizar por la
adsorción de grandes iones negativos. Estos pueden ser
aportados por productos químicos como: taninos, lignitos,
lignosulfonatos, etc.
•En caso de contaminación de iones como calcio o magnesio, estos se
pueden remover como precipitados insolubles.
•La dilución con agua también puede reducir el YP. Sin embargo, si la
concentración de sólidos es demasiado elevada no va
a ser efectiva.
Modelo Plástico de Bingham
PV =Pendiente, YP = Intersección
Ejercicio
Modelo de la Ley de Potencia – Se utiliza para simular el comportamiento
de fluidos de perforación basados en polímeros
que no tienen un esfuerzo de cedencia. (por ejemplo, las salmueras
transparentes viscosificadas).
La ecuación general para este modelo es:
K es el índice de consistencia, “n” es el índice de comportamiento de
flujo. 0 < n < 1.0 Tanto K como n son particulares para
cada fluido.
𝗗𝗿𝗶𝗹𝗹𝗶𝗻𝗴 𝗿𝗮𝘁𝗲 (𝗥𝗢𝗣): ¿Qué es la ROP y por qué es importante?
La ROP mide la rapidez con la que la broca penetra la roca del subsuelo.
Es un indicador clave de rendimiento (KPI) para las
operaciones de perforación porque:
Una ROP más alta reduce el tiempo necesario para alcanzar las
profundidades objetivo, lo que minimiza los costos.
Una ROP óptima equilibra la velocidad con la seguridad y la longevidad
del equipo, lo que evita daños en la formación o el
desgaste de las herramientas.
El monitoreo en tiempo real de la ROP proporciona datos valiosos para
ajustar los parámetros de perforación y evaluar las
características de la formación.
Factores que influyen en la ROP:
Propiedades de la formación:
Tipo de roca: Las formaciones blandas como la arenisca o la pizarra
permiten una perforación más rápida en comparación
con las formaciones duras como la piedra caliza o el granito.
Presión de formación: Las zonas con sobrepresión pueden permitir una
perforación más rápida, mientras que las zonas con
baja presión pueden requerir ajustes para evitar la inestabilidad del
pozo.
Parámetros de perforación:
Peso sobre la broca (WOB): Aumentar el WOB generalmente mejora la
velocidad de penetración (ROP), pero puede
provocar desgaste de la broca o daños en el equipo si es excesivo.
Velocidad de rotación (RPM): Unas RPM más altas pueden mejorar la ROP,
pero deben equilibrarse con el diseño de la
broca y las características de la formación para evitar vibraciones o
fallas de la broca.
Tasa de flujo de lodo: La remoción eficiente de recortes con la tasa de
flujo correcta ayuda a mantener una ROP óptima.
Selección de la broca:
Tipo de broca: Las brocas de diamante policristalino compacto (PDC)
suelen lograr una ROP más alta en formaciones blandas,
mientras que las brocas de cono de rodillo son adecuadas para formaciones
duras.
Diseño de la broca: El tamaño, la forma y la disposición de los
cortadores afectan la ROP.
Propiedades del fluido de perforación:
La densidad del lodo, la viscosidad y los aditivos influyen en la ROP al
afectar el enfriamiento de la broca, la remoción de
recortes y la presión en el fondo del pozo.
Las propiedades inadecuadas del fluido pueden provocar el apelmazamiento
de la broca, lo que reduce la ROP.
Condiciones del fondo del pozo:
Eficiencia de la limpieza del pozo: la eliminación deficiente de los
recortes puede ralentizar la perforación.
Estabilidad del pozo: las formaciones que colapsan o se expanden pueden
impedir la velocidad de penetración.
Tecnología y herramientas:
Las herramientas de medición durante la perforación (MWD) y registro
durante la perforación (LWD) brindan datos en
tiempo real para optimizar la velocidad de penetración.
Los sistemas rotativos direccionales (RSS) mantienen el control
direccional sin comprometer la velocidad de penetración.
Estrategias para optimizar la velocidad de penetración:
Planificación previa a la perforación: Analice los datos de pozos
secundarios para comprender las propiedades de la formación
y las tendencias históricas de la velocidad de penetración.
Seleccione los tipos de brocas y fluidos de perforación adecuados para
las litologías esperadas.
Monitoreo y ajustes en tiempo real: Monitoree continuamente la velocidad
de penetración y otros parámetros de perforación
para identificar ineficiencias o cambios en las propiedades de la
formación.
Ajuste el WOB, las RPM y los caudales de lodo en respuesta a las
condiciones en tiempo real.
Optimización de la broca: Utilice diseños de broca avanzados adaptados a
la formación específica.Implemente análisis de la
ejecución de la broca para evaluar el rendimiento y mejorar la selección
de brocas futuras.
Gestión de fluidos: Mantenga las propiedades óptimas del lodo para
mejorar el transporte de los recortes y minimizar el
desgaste de la broca.
Use lubricantes o aditivos para reducir la fricción en formaciones
desafiantes.
𝐈𝐝𝐞𝐧𝐭𝐢𝐟𝐲 𝐁𝐢𝐭 𝐅𝐚𝐢𝐥𝐮𝐫𝐞 𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠:
Identificar fallas en las brocas durante la perforación de pozos
petroleros es vital para evitar tiempos de inactividad costosos y
garantizar la seguridad operativa. El uso de múltiples métodos puede
mejorar su capacidad para identificar problemas
potenciales:
𝐑𝐞𝐚𝐥-𝐭𝐢𝐦𝐞 𝐝𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠 𝐝𝐚𝐭𝐚:
𝐑𝐚𝐭𝐞 𝐨𝐟 𝐏𝐞𝐧𝐞𝐭𝐫𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧 (𝐑𝐎𝐏): Una disminución repentina en la tasa de
penetración (ROP), en particular cuando se compara
con la tasa planificada, puede indicar desgaste o falla de la broca.
Sistema de Transmisión de Señales (𝐒𝐢𝐬𝐭𝐫𝐚𝐬): transmite datos en tiempo
real para monitorear condiciones del fondo del pozo,
optimizar la perforación y reducir costos. Un aumento inesperado en el
WOB requerido para mantener una ROP constante
puede sugerir que la broca se está desafilando o que se está encontrando
una formación más dura.
𝐓𝐨𝐫𝐪𝐮𝐞: Un torque excesivo o errático puede indicar un desequilibrio de
la broca, problemas de cojinetes o cambios de
formación. Además, si se aplica más WOB pero no hay cambios en el torque
de perforación, puede indicar una pérdida de
cortadores en las brocas PDC.
𝐒𝐭𝐚𝐧𝐝𝐩𝐢𝐩𝐞 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐬𝐮𝐫𝐞: Las fluctuaciones en la presión de la tubería vertical
pueden indicar que la broca está tapada,
bloqueada o que la formación es inestable.
𝐈𝐝𝐞𝐧𝐭𝐢𝐟𝐲 𝐁𝐢𝐭 𝐅𝐚𝐢𝐥𝐮𝐫𝐞 𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠:
𝐃𝐨𝐰𝐧𝐡𝐨𝐥𝐞 𝐬𝐞𝐧𝐬𝐨𝐫𝐬:
𝐌𝐮𝐝 𝐥𝐨𝐠𝐠𝐞𝐫𝐬: Estos monitorean las propiedades del fluido de perforación,
como la densidad del lodo, la viscosidad y el
contenido de gas, que pueden cambiar si la broca no funciona de manera
óptima.
𝐓𝐨𝐨𝐥𝐬 𝐌𝐞𝐚𝐬𝐮rement: Detecta vibraciones anormales en la sarta de
perforación, causadas por desequilibrio de la broca,
desgaste de los cojinetes o cambios en la formación.
𝐓𝐨𝐨𝐥𝐬 𝐌𝐞𝐚𝐬𝐮𝐫𝐞𝐦𝐞𝐧𝐭𝐞𝐝: Las herramientas de medición y registro durante la
perforación brindan datos en tiempo real sobre
la inclinación del pozo, el acimut, la resistividad de la formación y
otros parámetros para identificar problemas de rendimiento
de la broca.
𝐒𝐮𝐫𝐟𝐚𝐜𝐞 𝐨𝐛𝐬𝐞𝐫𝐯𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧𝐬:
𝐃𝐫𝐢𝐥𝐥𝐢𝐧𝐠 𝐅𝐥𝐮𝐢𝐝 𝐑𝐞𝐭𝐮𝐫𝐧𝐚𝐬: Observe los cambios en el color, la consistencia y
el volumen de los retornos del fluido de
perforación, lo que indica desgaste de la broca, cambios en la formación
o pérdida de circulación.
Drilling Cuttins (Recortes de perforación) : Analice el tamaño, la forma
y el color de los recortes de perforación para
determinar el tipo de formación y el posible desgaste de la broca.
Sistema de circulación
Sistema Circulante
Sirve de soporte al sistema de rotación al proveer el equipo, los
materiales y las áreas de trabajo para preparar y mantener el
fluido de perforación o “lodo”.
Los 4 componentes principales de un sistema circulante son:
1. Tanques o Presas de Succión
2. Línea de Succión
3. Bombas de Lodo
4. Línea de Descarga de la Bomba
5. Línea de Conducción a la torre
6. Manguera Rotaria
7. Sarta de Perforación
8. Espacio Anular hoyo - Sarta
9. Línea de Retorno
10. Tanques o presas de asentamiento
11. Área para el acondicionamiento del lodo
Sistema de Circulación
Sistema de Circulación
Funciones del Lodo
Propiedades del Lodo
• Llevar los cortes del fondo a superficie
• densidad
• Sostener las paredes del pozo
• sólidos
• Controlar las presiones naturales en las formaciones perforadas
• viscosidad
• Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación
• filtración
• ayudar a soportar la sarta de perforación (boyancia)
• alcalinidad
• mantener el pozo limpio de cortes
• salinidad
• suspender los cortes cuando se para la circulación
• permitir obtener información de las formaciones
• transmitir potencia hidraúlica a la broca
• permitir la fácil remoción de los cortes en superficie
Tres Tipos Básicos de Fluidos son:
1. Fluidos de Perforación con Base Agua - WBM
2. Fluidos de Perforación con Base de Aceite - OBM
3. Fluidos de Perforación con Aire o Gas
Sistema Circulante
1. El corazón del sistema de circulación son las bombas de
lodo,
2. Existen dos tipos de bombas de lodo utilizadas en la
industria petrolera: Duplex y Triplex,
3. Una bomba básica consiste en un pistón que hace un
movimiento recíproco dentro de un cilindro.
4. Una bomba es sencilla si bombea el fluido cuando el
pistón se mueve hacia adelante (bomba triplex) y de acción
doble cuando bombea el fluido al moverse en ambas
direcciones (bomba duplex).
5. El tamaño de los pistones (y de las camisas en que se
mueven) afectan el caudal (tasa de bombeo o gasto) y la
presión máxima que pueda alcanzar la bomba
Retirar los recortes del fondo del agujero, transportarlos y liberarlos
en la
superficie.
· La velocidad de flujo en el espacio anular es el parámetro clave para
vencer el efecto de la gravedad,
· Es frecuente utilizar velocidades entre 100 y 200 pies/min en el
espacio anular,
· La densidad y la viscosidad también contribuyen a mejorar la capacidad
transportadora de un fluido,
· Los recortes y los sólidos deben retirarse en la superficie para
obtener un fluido limpio que se pueda bombear
de nuevo hacia el agujero a través de la sarta.
· La arena es muy abrasiva y si no se remueve dañará las bombas de lodo,
las líneas , los tubulares y el equipo
de subsuelo.
· Si no se remueven los recortes se fragmentarán y llenarán el lodo con
coloides que deteriorarán sus
propiedades reológicas.
Enfrar y lubricar la barrena y la sarta de perforación:
· Conforme la barrena y la sarta de perforación giran contra la
formación, se genera una gran cantidad de
calor,
· El fluido de perforación absorbe el calor generado y lo lleva a la
superficie, donde se libera a la atmósfera,
· El fluido de perforación debe tener algunas propiedades de lubricación
que ayudarán a reducir el torque y
la fricción.
· La lubricación ocurre entre el agujero y la superficie de la barrena o
sarta de perforación, no tiene nada
que ver con los cojinetes de la barrena.
Depositar un revoque de pared impermeable :
· Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque delgado y de
baja permeabilidad en la pared del
agujero frente a las formaciones permeables para consolidarlas y para
retardar el paso del fluido desde el
agujero del pozo hacia la formación permeable.
· La presión diferencial resultará en invasión del fluido, la cual en
ausencia de un revoque empujaría al lodo o
a su filtrado hacia la formación,
· La pérdida de lodo o de filtrado causará daños a la formación.
Controlar las presiones del subsuelo:
· La presión hidrostática del lodo debe ser suficiente para prevenir un
brote imprevisto del pozo,
· La densidad del lodo (peso del lodo) es el factor de control:
· Una ecuación muy común para obtener la presión hidrostática ejercida
por la columna de lodo es:
Presión hidrostática (psi ) = (Profundidad Vertical pies) x (densidad
del lodo, lb/gal) x (0.052)
El gradiente del lodo en (psi/pie) = (densidad del lodo, lb/gal)(0.052)
Sostener los recortes y el material pesado en suspensión cuando se
detenga la circulación:
· Esto se logra con buenas propiedades tixotrópicas del fluido.
· La tixotropía es la capacidad de un fluido de desarrollar resistencia
de gel con el tiempo cuando se le deja
en reposo, pero permitiéndole regresar a su estado fluido al aplicarle
agitación mecánica.
Soportar parte del peso de las sartas de perforación y de revestimiento:
· Conforme un pozo es perforado a mayor profundidad, el peso de las
sartas de perforación y derevestimiento se
convierte en un factor crítico.
· El lodo ayuda a reducir el peso de las sartas conforme ellas flotan
hacia arriba por una fuerza de empuje igual
al peso del lodo desplazado.
· Al aumentar el peso del lodo aumenta también la fuerza de flotación.
Evitar daños de permeabilidad en la zona productiva:
· El fluido utilizado para perforar la zona de producción tendrá un
impacto importante en la productividad del
pozo,
· La pérdida de la producción resulta de:
- Arcillas hinchadas por hidratación,
- Poros del yacimiento bloqueados con sólidos y/o gotas de micro-
emulsión.
Permitir la obtención información de las formaciones penetradas
• Las propiedades del fluido no deben interferir con el programa de
registro, deben facilitar la obtención de la
información deseada.
• Por ejemplo, el lodo debe tener una resistividad definida para que
cuando los registros se corran se pueda
derivar la resistividad de la formación.
Transmitir caballaje hidráulico a la barrena:
· El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia
hidráulica hasta la barrena,
· Las propiedades de flujo del lodo ejercen una influencia considerable
sobre la hidráulica. Ellas se deben
optimizar para lograr una hidráulica óptima.
· Una hidráulica adecuada promueve altas velocidades de penetración.
Protejer la sarta de perforación contra la corrosión :
· El fluido de perforación debe ser no corrosivo,
· La corrosión aumentará conforme disminuye el PH.
· La corrosión puede llevar a:
- Roturas de la tubería por chorro erosivo (lavado)
- Fallas en la bomba de lodos
- Fugas en las líneas de superficie.
Sistema de Circulación
Registro de Lodo
La unidad de registro, conocida como Unidad de Registro de Lodo (Mud
Logging Unit) esta conectada a los
principales componentes de la mesa rotaria para llevar registro de los
parámetros continuamente.
Este servicio es prestado por compañías especializadas y depende del
operador la calidad de la información
registrada.
Problemas y Síntomas de Limpieza del Agujero
Los problemas relacionados con la limpieza ineficiente del agujero
incluyen:
Aumento en la densidad del espacio anular y, a su vez, en la presión
hidrostática del lodo en el anular. Este
incremento
de la presión hidrostática del lodo puede causar la fractura de una
formación débil expuesta, lo que da por
resultado pérdida de circulación.
En la práctica, la limpieza eficiente del agujero se obtiene
proporcionando suficiente velocidad de circulación al lodo de perforación
en el anular y las propiedades
deseables del fluido.
Preparación y Tratamiento del Fluido
Las cuatro rutinas principales con el sistema de fluidos son:
1. Preparación Inicial
2. Densificación (incremento del peso o densidad del lodo)
3. Dilución (Reducción del peso o densidad del lodo)
4. Tratamiento / acondicionamiento (cambios en la química del lodo)
Un dispositivo en forma de embudo se emplea para agregar en forma rápida
materiales sólidos al lodo utilizando el principio del vacío creado por
el
flujo estrangulado (tubo venturi / principio de Joule)
Embudo de Mezcla
con chorro de lodo
Pruebas de Campo para el Fluido de Perforación
Las dos propiedades principales que son continuamente controladas son:
Peso del lodo
medido con la Balanza de Lodos:
Y
Viscosidad
Empleando un embudo de Marsh
Viscosidad
· La viscosidad se define como la resistencia de un fluido al flujo.
· Se mide rutinariamente en el campo utilizando el embudo Marsh y se mide
el tiempo en segundos que le toma
a un cuarto de galón del fluido pasar a través del embudo.
· Conforme aumenta la penetración, los sólidos inertes y los
contaminantes entran al sistema de lodo y pueden
hacer que la viscosidad aumente.
· El embudo Marsh se puede utilizar para determinar si la viscosidad está
en el rango adecuado.
Densidad
· El requerimiento primario de desempeño para un fluido de perforación es
el control de presiones.
· La densidad de cualquier lodo está directamente relacionada con la
cantidad y gravedad específica promedio
de los sólidos en el sistema.
· El control de densidad es importante ya que la presión hidrostática
ejercida por la columna de fluido se
requiere para contener la presión de la formación y para ayudar a
mantener el agujero abierto.
· La densidad de los fluidos de perforación debe ser dictada por las
presiones de la formación.
· La presión ejercida por la columna de fluido debe ser igual a o
ligeramente mayor que la presión de la
formación.
Densidad
· El control de la densidad es importante.
· La densidad necesitará ajustarse durante las operaciones en el pozo.
· Se utilizará material densificante como la Barita debido a su alta
gravedad específica (mínimo de 4.2 gr/cc),
· La presión efectiva en el fondo del pozo será mayor en condiciones
dinámicas de bombeo (presión por
circulación).
· La Densidad Equivalente por Circulación será:
Tipos de Fluidos de Perforación
Materiales de Arcilla:
· La bentonita se utiliza en fluidos de perforación para dar viscosidad y
para controlar la pérdida de fluido,
· Diferentes grados de bentonitas:
· Bentonita Wyoming, bentonita sodio puro
· Bentonita API ,montmorillonita tratada con polímeros
· Bentonita OCMA , bentonita de calcio tratada con ceniza de soda para
reemplazar el calcio con sodio
· Las arcillas comerciales están calificadas de acuerdo con su
rendimiento. (Se define el rendimiento de una
arcilla
como el número de barriles de lodo de 15 centipoise que se pueden obtener
con una tonelada de material seco )
Aditivos para control de la viscosidad:
· Los polímeros orgánicos como Xanthan, PAC o CMC son viscosificantes con
moléculas de cadenas
largas:
· polímero de celulosa polianiónica,
· polímero de carboximetil celulosa,
· Los adelgazantes químicos (dispersantes) reducirán la viscosidad de los
fluidos de perforación:
· Se pueden utilizar fosfatos, lignitos, lignosulfonatos, taninos o
adelgazantes sintéticos.
Aditivos para control de fltración:
· Las arcillas como la Bentonita favorecen la filtración al formarse el
revoque frente a la formación permeable,
· Los polímeros orgánicos como el almidón se hinchan y sellan las zonas
permeables en forma efectiva,
- La estabilidad está limitada a 250 ° F,
· El CMC y el PAC de baja viscosidad también son buenos para la formación
del revoque,
- El PAC trabaja con salinidades max de 60,000ppm y la estabilidad por
temperatura está limitada a 350 ° F
Filtración
Debe formarse un revoque de filtración delgada, dura e impermeable para:
1.Minimizar el daño a la formación.
2.Mejorar la estabilidad del pozo y evitar arrastres y atascos.
3.Reducir la pérdida de fluidos.
Relación entre la pérdida de agua y la torta de filtración:
Cuando aumenta la pérdida de agua, la torta de filtración disminuye; sin
embargo, si el revoque de filtración aumenta, la
pérdida de agua disminuye.
pH
El pH de un fluido indica su acidez o alcalinidad relativa.
¿Por qué usar lodo con pH alto?
1.Para prevenir la corrosión: Un pH alto reduce los efectos corrosivos
sobre los equipos metálicos causados por
condiciones ácidas.
2.Para neutralizar el gas H₂S: El pH alto ayuda a neutralizar el sulfuro
de hidrógeno (H₂S), reduciendo sus efectos
tóxicos y corrosivos.
3.Para manejar altas temperaturas: Los lodos con pH alto son más estables
a temperaturas elevadas, manteniendo sus
propiedades en condiciones de perforación exigentes.
Efectos negativos de los sólidos en el sistema de lodo:
1.Daños en las partes de la bomba.
2.Reducción de la tasa de penetración.
3.Obstrucción de las boquillas del tricono.
4.Causa tiempo de inactividad en la plataforma.
Problemas en el fondo del pozo debido a un fluido de perforación
inadecuado:
1.Desprendimiento de lutitas (shale sloughing).
2.Pérdida de circulación.
3.Ingreso de fluidos y posible reventón (well kick y blowout).
4.Alta temperatura en el fondo del pozo.
5.Atascamiento.
Componentes del Taladro
Bombas de Lodo (Mud Pumps)
Grandes bombas de reciprocación son usadas para circular el lodo (fluido
de
perforación) en un taladro.
La bomba de lodos se considera EL CORAZÓN del Sistema Circulante
Bomba Triplex – Componentes
Múltiple de Flujo para Succión y Descarga – B. Triplex
Amortiguador de
Pulsaciones en la
Descarga – B. Triplex
Absorbe los golpes de presión en la descarga de la bomba debido
al pistoneo.
Permite así una entrega volumétrica suave
A la vez que disminuye las vibraciones
Va instalado cerca o sobre la descarga
La cámara de amortiguación se pre-carga con Nirrógeno contenido
en una vegiga o diafragma deneopreno
Bomba de Pre-carga o de Alimentación – B. Triplex
Características:
• Suministra el fluido de perforación para la bomba de pistones en
forma continua
• Se instala en la línea de succión de la bomba de lodos para succionar
directamente de la presa y alimentar la succión de la bomba de
pistones
• Es una bomba tipo Centrífuga.
• Operada con motor diésel o, más comúnmente, con motor eléctrico
Camisas y Pistones – Bomba Triplex
Dimensiones consideradas:
•Longitud de la Carrera y Diámetro del Pistón (igual al diámetro
de la Camisa)
Volumen teórico entregado por embolada:
•Se calcula de acuerdo con las dimensiones
Volumen Real entregado:
V. Real = Vol. Teórico x Eficiencia Volumétrica.
Ef. Vol. Para bombas triplex es de 97 a 98%
Capacidad de las bombas de lodo
Bombas Duplex.
Bombas Triplex.
Camisas y Pistones – Bomba Triplex
Dimensiones consideradas:
•Longitud de la Carrera y Diámetro del Pistón (igual al diámetro
de la Camisa)
Volumen teórico entregado por embolada:
•Se calcula de acuerdo con las dimensiones
Volumen Real entregado:
V. Real = Vol. Teórico x Eficiencia Volumétrica.
Ef. Vol. Para bombas triplex es de 97 a 98%
Capacidad de las bombas de lodo
Bombas Duplex.
Bombas Triplex.
Componentes del Taladro
Equipo para Control de Sólidos
Zaranda (Shale Shaker)
Los Shale Shakers son equipos clave en el control de sólidos durante la
perforación,
eliminando partículas grandes y permitiendo el paso de baritina y
partículas pequeñas,
con capacidad para remover sólidos de hasta 74 micrones. Su diseño
avanzado mejora
la eficiencia, prolonga la vida útil de los fluidos de perforación y
reduce costos e
impacto ambiental. El desempeño óptimo requiere seleccionar mallas
adecuadas y
realizar mantenimiento constante.
Es el limpiador primario del lodo.
Remueve los ripios de perforación de mayor tamaño transportados en el
lodo
reteniéndolas en mallas vibratorias
Componentes del Taladro
Los Desanders son dispositivos con uno o dos conos que separan sólidos al
someter los fluidos de perforación a altas
fuerzas centrífugas. Son útiles en la perforación de pozos superficiales,
especialmente cuando altas tasas de penetración en
pozos de gran diámetro dificultan el uso de mallas finas en los shale
shakers. Son eficaces para remover partículas de
arena fina y sólidos perforados que no pueden ser eliminados por shale
shakers o trampas de arena. Operan a una presión
de 35-45 psi y eliminan sólidos de entre 74 y 40 micrones.
El Desilter funciona de manera similar al Desander, diferenciándose
únicamente por el diámetro interno del cono: seis
pulgadas o más en el Desander y menos de seis pulgadas en el Desilter.
Esto genera fuerzas centrífugas más altas en los
conos más pequeños del Desilter. Los conos del Desander eliminan sólidos
más gruesos de entre 50 y 80 micrones,
mientras que los del Desilter remueven partículas más pequeñas, de 40 a
20 micrones. Ambos operan a una presión de
35-45 psi.
Equipo para Control de Sólidos
Desarenador / Desarcillador
Remueve las partículas más finas
Por fuerza centrífuga cuando se hace pasar el lodo a
través de Hidrociclones (sistema de conos
interconectados con entrada lateral de flujo y descarga
de sólidos por el vértice y lodo limpio por el tope
Mud Cleaner
Un Mud Cleaner es esencialmente un Desilter montado encima de un Shale
Shaker, equipado con pantallas finas (200 mallas o más finas).
Elimina sólidos perforados del lodo y consta de conos de desilting y
pantallas
muy finas.
La lectura del manómetro es de 35-45 psi.
El Mud Cleaner elimina sólidos en el rango de 20 a 7 micrones.
Centrífuga
La centrífuga elimina sólidos en el rango de 7 a 4 micrones.
Las centrífugas reducen los sólidos coloidales a niveles
aceptables, mejorando la calidad del fluido de perforación sin
necesidad de costosos tratamientos de dilución.
Cuando se aumenta el peso del lodo, la centrífuga debe
apagarse, ya que puede eliminar el material de ponderación.
Equipo para acondicionamiento del lodo
Remoción de Gas
El gas que ha entrado en el lodo se debe remover porque
1. Reduce la densidad del lodo
2. Reduce la eficiencia volumétrica de la bomba
3. Disminuye la presión hidrostática de la columna de fluido
4. Aumenta el volumen del fluido de perforación
Equipos utilizados para remoción del gas:
Separador de Gas (Mud Gas Separator)
Es un aparato usado para retirar gas del lodo proveniente del pozo cuando
se
presenta invasión de gas en el pozo.
Desgasificador de Vacío
El separador de gas de lodo también conocido como separador vertical,
separador atmosférico o desgasificador es
un equipo del sistema de seguridad de superficie y su función principal
es remover el gas del lodo y transportarlo
lejos de las instalaciones de perforación donde puede ser manejado y
controlado sin peligro para las operaciones o
el personal.
Existen dos tipos de separadores atmosféricos que
amplían el tamaño de las burbujas: uno mediante la
generación de vacío en el lodo y otro que aumenta
la superficie del lodo usando placas deflectoras en
cascada. Cuando el contenido de gas es elevado, se
usa un separador lodo-gas o "desgasificador de
choque", que desvía los gases liberados hacia una
zona de quema controlada.
La eliminación del gas se lleva a cabo mediante la reducción del espesor
del fluido, agitación mecánica y acción centrífuga. La
capacidad del desgasificador depende de la geometría de la tubería de
descarga, donde la presión puede impedir la liberación
del gas, lo que representa un riesgo de explosión. Aunque a veces no se
logra una separación completa entre gas y lodo, el
sistema es funcional, sencillo y no requiere equipo ni mantenimiento
específico.
La presión hidrostática (PHYD) es la presión ejercida por el peso de un
líquidosobre su “contenedor” y es una
función de la densidad del fluido y la profundidad verticalverdadera
(TVD), como lo muestra la siguiente ecuación.
En un pozo, esta es la presiónejercida sobre las secciones de
revestimiento y de pozo abierto del pozo y es la
fuerzaque controla los fluidos de formación y evita el colapso del pozo.
Presiones en el Sistema Circulante
Pérdidas de Presión en el Sistema Circulante:
· Pérdida de presión en el equipo de la superficie
· De la bomba al “stand pipe”, manguera rotaria, Kelly o
Top Drive, hasta la parte superior de la tubería de perforación
· Pérdida de presión a través de la sarta de perforación
· Pérdida de presión en las herramientas del fondo:
· PDM
· Absorbedores de impacto / Martillos de Perforación
· MWD / LWD
· Pérdida de presión a través de la barrena
· Pérdidas de presión en el espacio anular
Las caídas de presión en el sistema son:
Todas las pérdidas de presión que están del lado derecho de la pérdida de
la barrena con frecuencia se llaman las pérdidas
«Parásitas »
En general, los aspectos hidráulicos de la barrena se optimizan para
mejorar la velocidad de perforación; sin embargo, hay
muchos factores que afectan la velocidad de perforación:
• Tamaño de la barrena
• Tipo de la barrena
• Características de la barrena
• Tipo y resistencia de la formación
• Aspectos hidráulicos de la barrena
El objetivo de la optimización hidráulica es obtener un buen equilibrio
en controlar las presiones en el pozo, el gasto o tasa
de bombeo, la limpieza del pozo, la presión de bombeo, ECD y la caída
depresión a través de la barrena.
La presión y la velocidad de circulación máximas son restricciones
limitadas ligadas a las capacidades del equipo de
perforación.
Circulación de Fluidos:
· La circulación del fluido tiene que diseñarse para remover los recortes
con eficiencia y también para enfriar la cara de la
barrena.
· Estos requerimientos pueden satisfacerse al aumentar el caudal o gasto
de la bomba,
· Sin embargo, el incremento en la velocidad de bombeo del fluido (gasto)
puede causar una erosión excesiva de la cara y una
falla prematura de la barrena.
Importancia de una buena Hidráulica para perforar:
· Remoción de recortes en el espacio anular
· Presión hidrostática para balancear la presión del poro y prevenir que
se colapse el agujero del pozo
· DEC (Densidad Equivalente de Circulación)
· Presiones de Surgencia / suaveo durante los viajes de entrada y salida
de la sarta en el pozo
· Limitación de la capacidad de bombeo
· Optimización del proceso de perforación (Max HHP consumido en la
barrena o Max Impacto del Chorro)
· Efectos de Presión y Temperatura
Presión de Poros
La Presión de Poros se define como la presión que actúa sobre los fluidos
en los espacios porosos de la roca. Se
relaciona con la salinidad del fluido.
• Presión de Poros Normal :
• La presión Normal de poros es la presión hidrostática de una columna de
fluido de la formación que se extiende desde la
superficie hasta la formación en el subsuelo,
• La magnitud de la Presión Normal varia según la concentración de sales
disueltas en el fluido de formación, tipo de fluido,
gas presente y gradiente de temperatura.
Presión Anormal de Poros:
• Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión
hidrostática Normal del agua de la formación (de
salinidnormal promedio) que ocupa el espacio poroso.
• Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación de
varios eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y
mecánicos.
• Presión Subnormal de Poros:
• Se define como cualquier presión de poros que sea menor a la
correspondiente presión hidrostática NORMAL (de
una columna de fluido de salinidad Normal promedia) a una profundidad
dada,
• Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales.
Pudiera tener causas naturales relacionadas con el historial
estratigráfico, tectónico o geoquímico del área.
Presiones de Formación
Gradiente de Fractura
• Se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de una formación.
• Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para
optimizar el diseño del pozo.
• En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los
datos de los pozos de referencia.
• Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por
ejemplo:
• Matthews & Kelly (1967)
• Eaton (1969)
• Daines (1982)
Determinación del Gradiente de Fractura
Hay dos procedimientos comunes:
• Prueba de Fuga (LOT)
• Bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la
presión contra la cara de la formación
hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual
indica la presión de ruptura de la
formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal.
• Prueba de Integridad de la Formación (FIT)
• Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que
mostrará una presión hidrostática de
fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga
hacia la formación ni la quebrará.
• Note: una FIT no dará información para calcular la máxima Presión
Anular Permisible MAASP correcta o la
Tolerancia al Influjo.
Pérdidas de Presión en el Espacio Anular – Flujo Laminar:
Si la tasa de bombeo (gasto) está por debajo del Número Reynolds crítico
en el espacio anular el cálculo de
pérdida de presión en psi/1000 ft. es:
Pérdidas de Presión en el Espacio Anular – Flujo Turbulento:
Si el gasto de flujo está por arriba del número Reynolds crítico, el
cálculo de pérdida de presión del espacio anular
en psi/1000 ft. será:
Densidad Equivalente de Circulación (DEC):
DEC es la suma de pérdidas de presión en el espacio anular dividida
(profundidad x factor). En unidades de campo se
expresa como:
Densidad Equivalente de Circulación (E.C.D)
• Si una mayor presión en el fondo del hoyo existiese generada por una
mayor densidad del fluido, podría
producirse un retraso considerable en la velocidad o tasa de penetración
(ROP).
• Esto significa, qué si existe una condición dinámica, existirá una
mayor presión en el fondo ejercida por una
densidad dinámica del fluido de perforación, de allí el concepto de E.C.D
(Equivalent Circulation Density).
• Se conoce como E.C.D, a la densidad existente dentro del hoyo cuando se
realiza la actividad de circulación de
un fluido y referida al fondo la densidad que se ejerce en contra de la
formación que se esta atravesando.
Factores que afectan la DEC:
•
•
•
•
•
Densidad del lodo.
Pérdidas de presión en el espacio anular
Geometría del agujero, viscosidad efectiva, temperatura, presión, gasto o
tasa de bombeo,
Velocidad de penetración y tamaños de los recortes,
Eficiencia de la limpieza del agujero
Pérdida de presión dentro de la tubería:
Suponiendo flujo turbulento dentro de la sarta de perforación o el número
Reynolds > 2100.
Pérdida de fricción en la Barrena:
1. Surge Pressure
Estas presiones ocurren cuando se mueve la sarta de perforación hacia
abajo en el pozo. Este movimiento desplaza el fluido
de perforación, generando un incremento temporal en la presión hidráulica
del pozo.
• Efectos principales:
• Aumento de la presión en el fondo del pozo (BHP, Bottom Hole Pressure).
• Posible fractura de la formación si la presión excede el límite de
fractura.
• Riesgo de pérdidas de circulación si el fluido se filtra a la
formación.
• Factores que afectan la presión de oleaje:
• Velocidad de descenso de la sarta.
• Densidad y viscosidad del fluido de perforación.
• Espacio anular (diferencia de diámetros entre la sarta y el pozo).
• Longitud de la sección abierta o sin revestir del pozo.
2. Presiones de Suaveo (Swab Pressure)
Estas presiones ocurren cuando se mueve la sarta de perforación hacia
arriba en el pozo. Este movimiento crea un efecto
de succión que reduce la presión en el fondo del pozo.
•Efectos principales:
• Disminución de la presión en el fondo del pozo (BHP).
• Riesgo de entrada de fluidos de formación si la presión cae por debajo
de la presión de poro.
• Posibilidad de generar un kick (flujo de fluidos no deseado hacia el
pozo).
•Factores que afectan la presión de suaveo:
• Velocidad de ascenso de la sarta.
• Propiedades del fluido de perforación.
• Diámetro anular.
• Condiciones de la formación.
Ejercicio: Determinar la presión de surge pressure para tubería
taponada
Las bombas de lodo hacen circular el lodo bajo presión durante la
operación de perforación. Las bombas de lodo
son bombas de pistón y a menudo se las llama bombas de “desplazamiento
positivo” o “reciprocantes”. Tienen
dos o tres pistones (swabs) que se mueven hacia adelante y hacia atrás
dentro de cilindros (liners).
Un ciclo completo de avance y retroceso se llama una carrera (Estroques -
stk) y es igual a la rotación del
cigüeñal, por lo que 1 stk/min = 1 RPM.
Las bombas de dos pistones se denominan bombas dúplex y las bombas de
tres pistones son bombas triplex. Las
bombas triplex son las más utilizadas hoy en día.
La salida de la bomba de lodo se puede calcular o se enumera en tablas y
tiene unidades de bbl/stk o gal/stk. La
tasa de circulación real, también llamada salida de la bomba tiene
unidades de bbl/min o gal/min.
La tasa de circulación real se determina multiplicando la salida de la
bomba (bbl/stk) por la velocidad de la
bomba (stk/min) y una eficiencia volumétrica. Esta eficiencia se expresa
a menudo como un porcentaje y puede
variar entre el 85 y el 100 %.
Las bombas de lodo modernas utilizan bombas centrífugas de carga para
mantener una presión positiva en la
succión de la bomba de lodo para lograr una mejor eficiencia.
BOMBAS DE LODO TRIPLEX:
Los pistones de una bomba de lodo triplex funcionan solo en la carrera de
avance y, por lo general, tienen
carreras cortas (en el rango de 6 a 12 pulgadas) y funcionan a
velocidades en el rango de 60 a 120 emboladas
por minuto.
Si el diámetro interior del revestimiento y la longitud de la carrera
están en pulgadas, entonces el caudal de la bomba
para una bomba de lodo triplex en bbl/stk es:
BOMBAS DE LODO DÚPLEX:
Los pistones de una bomba de lodo dúplex funcionan en ambas direcciones,
de modo que el cilindro trasero
tiene la varilla de la bomba moviéndose a través de su volumen barrido y
ocupando algo de volumen. La
diferencia en los cálculos para una bomba dúplex y una triplex es que el
volumen de desplazamiento de
esta varilla de la bomba debe restarse del volumen en unode los
cilindros, más la diferencia en la cantidad
de cilindros de bombeo, 4 para una dúplex y 3 para una triplex. Las
bombas dúplex generalmente tienen
carreras más largas (en el rango de 10 a 18 pulgadas) y funcionan a una
velocidad menor, en el rango de 40
a 80 emboladas por minuto.
Descarga de la bomba de perforación
Prueba de flujo de bombas de perforación
Ecuación general para calcular el caudal de bomba tríplex:
Eficiencia de la bomba de perforación:
Cabezales de Pozo y Árboles de Navidad
¿Qué es un Cabezal de Pozo ?
El cabezal de pozo es la base en la superficie sobre la cual se construye
el pozo durante las operaciones de
perforación.
Cabezales de Pozos – Pozo terminado
Cabezales de
Pozos – Pozo
Completado
Los sistemas de cabezal de pozo deben diseñarse para:
¿Qué hace un Cabezal de Pozo?
Normas para Cabezales: API 6A
· Incluye equipo de Cabezales de Pozos y árboles de navidad
· Principalmente la manufactura y especificaciones
· Realmente no cubre sus aplicaciones o la instalación.
· Materiales.
· Para condiciones Estándar y para H2S (norma NACE).
· Especificación de Temperatura y Presión Nominales
· Accesorios roscados Vs. bridados / esparragados /con grapa de acople
· Requisitos de soldadura sobre los equipos cabezales de pozos
¿Cuáles son los componentes principales?
Tipos de Cabezales de Pozo
1. Sistema convencional en carretel
2. Sistemas de carreteles compactos
3. Sistema de suspensión en lecho marino
4. Cabezal Submarino del Pozo
Sistema en carretel convencional
Cabezal de Pozo Compacto
• El conjunto de preventoras se puede
dejar en su lugar hasta la instalación
de los árboles de navidad.
• Ahorra tiempo de equipo.
• Reducción de conexiones bridadas.
Cubierta del Cabezal del Revestidor
Cubierta del Cabezal del Revestidor - Funciones
• Normalmente está conectado al revestidor de
superficie.
• Soporta la siguiente sarta de revestimiento.
• Conectada o adaptada al equipo de control de
pozo.
• Sella el agujero (de la atmósfera)
• Controla acceso al agujero:
• para control de presión o retornos de fluido
durante operaciones de perforación.
Cabezal del Revestidor - Conexión Inferior
Conexión inferior de acople enchufado para soldar
Cabezal del Revestidor – Tipo de Salidas
Cabezal del Revestidor – Placa Base
Cabezal del Revestidor – Placa Base
• Puede ser :
• fundida o forjada de manera integral con el cabezal del revestidor
• o fabricada y unida al cabezal del revestidor con platinas verticales
soldadas.
Cabezal del Revestidor – Identificación
Especificación del API 6A
Cada cabezal de revestidor se
identifica por:
1. tamaño nominal (brida superior nominal)
2. presión nominal (presión de trabajo)
Al ordenar un Cabezal se debe especificar:
A. Modelo
D. Salidas Laterales
B. Conexión inferior
1. Rosca macho, rosca hembra, acople enchufado
para soldar o acople enchufado para soldar con
sello interno
2. Tamaño de revestidor
1. Roscadas, esparragadas, bridadas o grapa de acople
2. Tamaño
3. Presión de trabajo
C. Conexión superior
1. Brida o grapa de acople
2. Tamaño de brida/grapa de acople
3. Presión de trabajo de brida/grapa de acople
E. Opciones
1. Con o sin tornillos de seguro
2. Con o sin placa base de refuerzo
Disponible para cumplir con todos los requisitos aplicables de API-6A.
Cabezal de Revestidor tipo Carrete
• Sella (empaca) sarta del revestidor superficial
• Ofrece soporte (tazón de asentamiento) para
la siguiente sarta de revestimiento
• Ofrece soporte para el montaje del equipo de
control de pozo (arreglo de preventoras )
• Sella el agujero (de la atmósfera)
• Controla acceso al agujero:
• para control de presión
• o retornos de fluido durante operaciones de
perforación.
Cabezal de Revestidor tipo Carrete
Cabezal de Revestidor tipo Carrete
Cabezal tipo Carrete – Espec. API 6A
Se identifica mediante su :
• tamaño nominal (bridas superior e inferior nominales)
• presión nominal (presión de trabajo superior e inferior)
Al ordenar un Cabezal de Revestidor tipo Carrete:
Especifique lo siguiente :
A. Modelo
B. Conexión Inferior
1. Brida o grapa de acople
2. Tamaño de brida/grapa de acople
3. Presión de trabajo de brida/grapa de acople
C. Conexión Superior
1. Brida o grapa de acople
2. Tamaño de brida/grapa de acople
3. Presión de trabajo de brida/grapa de acople
D. Salidas Laterales
1. Roscadas, esparragadas, bridadas o con acople de
grapa
2. Tamaño
3. Presión de trabajo
E. Opciones
1. Con o sin tornillos de retención
Disponible para cumplir con todos los requisitos adecuados según el
API6A.
Colgador del revestidor
• Suspende las sartas de revestimiento
intermedio o de producción
• Centra la sarta del revestidor en la Cubierta del
Cabezal o en el Carretel.
• Sella el espacio anular del revestidor.
Dos tipos principales de colgadores
del revestidor :
• Colgador tipo cuña (cuñas envolventes
alrededor del revestidor).
• Colgador tipo mandril.
Colgador tipo cuña
Cuñas envolventes alrededor del revestidor sin capacidad de sello
anular
Cuñas envolventes alrededor del revestidor con capacidad de sello
anular
Colgador tipo cuña
Cuñas envolventes alrededor del revestidor con
capacidad de sello anular
Cuñas envolventes alrededor del revestidor con capacidad
de sello anular
Colgador tipo cuña
Cuñas envolventes alrededor del revestidor con capacidad de sello anular
Colgador tipo mandril
Instalación de colgadores del revestidor
• Precaución : asegúrese de que no hay voladuras dentro del cabezal
• Después de cementar el revestidor, lave la cavidad del cabezal
• Levante la preventora, destrabe y coloque las cuñas siguiendo los
procedimientos del fabricante
• Cuelgue el revestidor siguiendo los procedimientos especificados
• Corte el revestidor unas 20" por encima de la cara de la brida superior
del cabezal.
• Retire preventora o asegúrela en el
puente bajo la estructura
• Corte la parte sobrante a la altura adecuada y pula el bisel o chaflan
Instalación de colgadores del revestidor
INSTALACIÓN DEL COLGADOR DE CUÑA Y SELLO
1. Asegúrese que no hay acoples dentro del Cabezal del Revestidor,
cemente el revestidor de manera convencional. Abra las
válvulas de salida lateral del cabezal y lave a chorro el cabezal, el
tubo conductor y el conjunto de preventoras con agua.
Cierre las válvulas de salida.
2. Levante el arreglo de preventoras, el tubo conductor y la brida de
retención. Destrabe las cuñas, colóquelas alrededor del
revestidor y cuelgue el revestidor siguiendo el procedimiento
especificado.
3. Corte el revestidor. Localice el corte aproximadamente 20" arriba de
la brida del cabezal y retire la junta del revestidor
cortada.
Levante y retire el arreglo de preventoras, tubo conductor y brida de
retención.
4. Corte de manera exacta el tramo de 20” dejado sobre la brida a una
altura de 4.75" por arriba de la cara de bridas de la
cubierta. Bisele el diámetro externo y retire toda rebaba del revestidor
en el área sobre la cual debe pasar el sello de cruce.
Al ordenar un colgador de revestidor:
Especifique lo siguiente:
A. Modelo
B. Tipo de Cabezal
C. Tamaño de brida o acople de grapa
superior
D. Tamaño del revestidor
E. Peso del revestidor
F. Grado del revestidor
Sellos y Empaques de Aislamiento
Aislamiento del Espacio Anular
Sellos de Aislamiento
Empaque
Empaque - Ejemplos
Cabezal de Tubería tipo Carrete
• Sella (empaca) sarta de revestimiento de producción
• Ofrece apoyo y retención para el colgador de tubería
• Ofrece apoyo para el montaje del arreglo de preventoras
Especificación típica de presión de trabajo: 10,000psi
Cubierta del Cabezal del Revestidor - Descripción
Cabezal de Tubería - Identificación según el API 6A
Se Identifica por:
• tamaño nominal (pasaje nominal de las bridas
superior e inferior)
• presión nominal (presión de trabajo superior e
inferior)
Al ordenar un Carrete de Tubería:
Especifique lo siguiente :
A. Modelo
B. Conexión Inferior
1. Brida, esparragado, o de acople de grapa
2. Tamaño de brida/de acople de grapa
3. Presión de trabajo de brida/ de acople de grapa
C. Conexión Superior
1. Brida/ de acople de grapa
2. Tamaño de brida/ de acople de grapa
3. Presión de trabajo de brida/de acople de grapa
Especifique lo siguiente :
D. Salidas laterales
• Roscadas, esparragadas, bridadas o de grapa de
acople
• Tamaño
• Presión de trabajo
E. Servicio
• Regular o H2S
Disponible para cumplir con todos los requisitos
pertinentes según el API-6A
Colgadores de Tubería
• Suspende la tubería de producción / inyecc.
• Sella el espacio anular entre la tubería y el
revestimiento
• Ofrece un asiento para una válvula de contrapresión
(VCP) que se puede instalar temporalmente en el
colgador permitiendo el retiro del arreglo de
preventoras con presión en el pozo
• Ofrece un apoyo para el montaje del árbol de navidad
Colgador de tubería tipo tapón con orificio
de comunicación
Ejemplo : Colgador FMC para tubería simple
Ejemplo : Colgador VETCO para tubería simple
Ejemplo : Colgador Dual Vetco
Colgadores de Tubería
Sellado de Presión en Bridas
Dos tipos de bridas API
BRIDA TIPO 6B
Para nivel de presión : 2000, 3000 y 5000 psi con tamaño nominal de hasta
11"
BRIDA TIPO 6BX
Para nivel de presión : 2000 a 20,000 psi con tamaño nominal de 11 3/16 "
a 26 3/4 "
Sellado con Anillos Metálicos
Sellado con Anillos Metálicos
Cabezales de Pozos Compactos
• El arreglo de preventoras se puede
dejar en su lugar hasta la instalación
del árbol de navidad
• Se ahorra tiempo de equipo
• reducción de conexiones bridadas
Árbol de
Navidad
Tapón para prueba de preventoras
Protector de desgaste
PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN
• Correr y colocar el tazón sobre la
cavidad superior del cabezal
utilizando herramienta de
combinación
• Asegurar el tazón en su sitio
apretando contra él los tornillos de
sujeción
• Dar rotación derecha para soltarse
de ranuras en 'j‘, dejar el tazón
colocado dentro del cabezal y retirar
el tramo de DP con la herramienta de
combinación
Válvulas
• La mayoría de las válvulas en los cabezales
de pozos son del tipo compuerta
• Las válvulas de compuerta ofrecen el
control primario de abierto/cerrado del
cabezal de pozo
• Son los accesorios más notorios en los
árboles de navidad
Especificación de Válvulas de Compuerta
Cada válvula de compuerta está fabricada de conformidad con las
especificaciones API 6A y,
cuando corresponde, con las de NACE MR-01-75
Se requieren seis especificaciones al ordenar una válvula de compuerta:
1. tamaño nominal de orificio central o pasaje en la compuerta
2. presión de trabajo
3. clase de material
4. clase de temperatura
5. nivel de especificación de producto
6. requisitos especiales de prueba o de materiales
Estranguladores de flujo
¿Qué es un estrangulador de flujo?
Un estrangulador de flujo es un dispositivo mecánico que produce una
restricción en una línea de flujo, ocasionando ya sea una caída de
presión o una reducción en la velocidad del flujo.
¿Para qué se necesitan los estranguladores de flujo?
• Para controlar el régimen de flujo
• Para controlar la presión del flujo a través de un conductor
• Para operaciones de limpieza con chorro
• Para imponer contrapresiones durante la circulación del pozo
• Para eliminar daños
• Para controlar el régimen de inyección de fluidos
Estrangulador de flujo positivo
Estrangulador de flujo ajustable
Para probar el cabezal de pozo
Después de ajustar una sección de cabezal de pozo, se debe confirmar la
competencia de la unidad para mantener
las presiones de diseño.
El diseño de un cabezal de pozo permite probar la unidad mediante puertos
de prueba construídos en su cuerpo.
Cabezal de Pozo y Control del Pozo
El cabezal de pozo, la preventora de reventones, el árbol de navidad, son
métodos secundarios para Control
del Pozo después de la hidrostática de la columna de fluido en el pozo
que constituye su control primario.
Por tanto, el diseño, ajuste y aplicación del cabezal de pozo debe
garantizar que la especificación de presión de cada
componente puede contener las presiones máximas esperadas que se
experimentarán durante la
vida del pozo.
El Sistema de Potencia
El Sistema de Potencia
Se subdivide en dos partes:
1. Generación de Potencia
2. Transmisión de Potencia
• Transmisión Eléctrica
• Transmisión Mecánica
Generación de Potencia
La forma más común es el uso de Motores de Combustión Interna.
Estos motores son normalmente alimentados por combustible Diesel
Su número depende del tamaño del equipo al que van a suminstrar la
potencia
Muchos equipos modernos tienen 8 Motores de Combusitón Interna ó más.
El Sistema de Potencia
Transmisión Eléctrica
•La mayoría de los equipos en la actualidad utilizan esta forma de
transmisión de potencia
•Los Generadores producen la electricidad que se transmite a los Motores
Eléctricos a través de cables de conducción
eléctrica
El Sistema de Potencia
Transmisión Mecánica
No es muy utilizada hoy día aunque todavía se emplea en algunos equipos
viejos
Consiste de una serie de correas, cadenas, poleas, piñones dentados y
engranajes
Se denomina también Sistema de Transmisión Compuesta
Componentes del Taladro
Generadores (Engine Generators Sets)
La energía para el taladro es producida por motores que trabajan con
diesel, gas ó
gasolina, asi cómo con un sistema mecánico de transmisión y generadores.
La mayoría de los taladros actuales usan generadores eléctricos que dan
potencia a
motores eléctricos en otras partes del equipo
Componentes del Taladro
Tanques de Combustible (Fuel Tanks)
Tanques para el almacenamiento del combustible para el
sistema de generación de poder.
Componentes del Taladro
Electric House
En taladros eléctricos de diesel, motores diesel de alta potencia
alimentan generadores
eléctricos.
Estos generadores producen electricidad que fluye a través de cables a
paneles de
control de donde se proveen los equipos.
Componentes del Taladro
Bandeja de Cableado (Electric Cable Tray)
Soporta el peso de los cables eléctricos que alimentan el poder
desde el panel de control a los motores del taladro y el equipo
adicional
Control de Presiones
• Se produce por la entrada en el pozo de fluidos de formación, gases e
hidrocarburos que pueden combustir al
llegar a superficie, produciendo un reventón (kick)
• Es uno de los problemas de mayor incidencia en la operación y puede
ocasionar la pérdida de vidas y equipo, de
no tener control adecuado
• Su primer control es la densidad del lodo,
Operaciones no Convencionales
Control de Presiones
• Las causas comunes de los reventones
son:
– Deficiencia en el llenado del pozo durante
viajes
– Densidad inapropiada del lodo
– Pérdida de Circulación
• La mayoría de los reventones ocurren
durante los viajes
Sistema para control del Pozo y Prevención de Reventones
Un reventón es un flujo incontrolado de fluidos de la formación a la
superficie
Comienza con un “brote” o “cabeceo” que es un flujo imprevisto de fluidos
de la formación adentro del pozo el cual, si no se maneja arpopiadamente
se convierte en un Reventón
El Sistema para control del Pozo tiene 3 funciones:
1. Cerrar el pozo en caso de un Influjo imprevisto
2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación
3. Recuperar el Control Primario del Pozo
Operaciones no Convencionales
Control de Presiones
• Con la densidad del lodo se puede evitar que fluyan los
hidrocarburos dentro del pozo ó si sucede, su incremento
permitirá controlar el flujo para continuar la operación.
• Las válvulas preventoras permiten que el flujo sea controlado
al llegar a superficie y no afecte ni a las personas ni al equipo.
Sistema para control del Pozo y Prevención de Reventones – Componentes
Sistema de control BOP
El sistema de control BOP garantiza operaciones seguras
enla perforación, brindando control hidráulico para
conjuntos de válvulas de estrangulamiento y BOP para
evitar incidentes de reventones durante la perforación y el
mantenimiento del pozo.
Componentes del Taladro
Choke Manifold
El arreglo de tuberías y válvulas especiales, llamadas chokes a
través del cual se circula el fluido de perforación cuando se
cierran las preventoras para controlar presiones encontradas en
la formación durante un reventón.
Componentes del Taladro
Acumulador (Accumulator)
Es el aparato de almacenamiento para fluido hidraúlico a presión que
es usado en la operación de las válvulas preventoras.
ACUMULADOR
Proveen una manera rápida y confiable para cerrar las
preventoras cuando ocurre un amago de reventón, utiliza
un fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla de
productos químicos y agua guardados en botellas de
acumuladores, allí se guarda suficiente fluido para usar
bajo presión para que todos los componentes de la
columna puedan funcionar con presión
Componentes del Taladro
Preventora Anular (Blowout Preventer)
Es una válvula de gran tamaño, instalada sobre la cabeza del
pozo y sobre las preventoras de ariete, que forma un sello en el
espacio anular entre la tubería y la pared del pozo ó en caso de
no haber tubería presente, sella el pozo.
Preventor de reventones (BOP) - Blowout Preventers
Garantizar la seguridad durante las operaciones de
perforación es fundamental en la exploración de
petróleo y gas. El preventor de reventones (BOP) es el
componente principal del sistema de control del pozo y
funciona como la última línea de defensa contra
presiones anormales en el fondo del pozo y posibles
reventones. Este dispositivo crítico no solo brinda
protección esencial durante las perforaciones de rutina,
sino que también reacciona rápidamente en caso de
emergencia, sellando la boca del pozo para evitar la
liberación incontrolada de gases a alta presión, petróleo
u otras sustancias peligrosas, lo que protege tanto al
personal como al equipo.
PREVENTORAS, BOP’ s
Son un juego de válvulas de gran tamaño, las BOP se utilizan para
controlar las presiones altas, su propósito es el de cerrar el pozo,
estas
operan de manera rápida evitando así cualquier reventón del pozo que
ocasione daños tanto a la estructura como al personal en campo. Estas
válvulas se pueden armar con diferentes configuraciones según el
código de la API
A preventora tipo anular.
G cabezal giratorio.
R preventora simple, con un solo juego de arietes, ciego o de tubería.
Rd preventora doble, con doble juego de arietes.
Rt preventora triple, con tres juegos de ariete.
CH conector a control remoto que conecta el cabezal o las preventoras
unos con otros.
CL conector de baja presión a control remoto.
S carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del
estrangulador y control.
Los componentes de la columna de BOP’s se indican leyendo de abajo hacia
arriba por ejemplo RSRRA.
Cada tipo tiene características estructurales y funcionales únicas y, por
lo general, se utiliza en combinación dentro de un
conjunto de preventores de reventones para garantizar un control integral
del pozo.
Los BOP con arietes utilizan arietes planos como
elemento de sellado y se pueden seleccionar diferentes
tipos de arietes según las necesidades operativas. Las
funciones principales de los BOP con arietes incluyen
sellar el espacio anular de la boca del pozo, sellar
completamente la boca del pozo, cortar las
herramientas de perforación dentro del pozo,
suspender la sarta de perforación, estrangular la salida
lateral, aliviar la presión y cerrar el pozo a largo plazo.
Los BOP con arietes ofrecen una flexibilidad
significativa para gestionar condiciones complejas en
el fondo del pozo.
Los BOP rotativos utilizan elementos de sellado rotativos
(que generalmente incluyen cojinetes y sellos) para
mantener el sellado del cabezal del pozo mientras la
columna de perforación está girando. Estos BOP permiten
la rotación y el desplazamiento presurizados, lo que
proporciona una protección de sellado continua en
condiciones de perforación dinámicas. Los BOP rotativos
son particularmente importantes en operaciones de
perforación especializadas, como la perforación
presurizada y las operaciones de tubería flexible.
Elegir el preventor de reventones adecuado es crucial
para garantizar operaciones de perforación seguras. El
proceso de selección debe tener en cuenta factores como
la profundidad del pozo, la presión esperada, el tamaño
del cabezal del pozo, las especificaciones de la
herramienta de perforación, las condiciones ambientales y
los requisitos reglamentarios. La profundidad y la presión
del pozo determinan la presión nominal requerida del
preventor de reventones, mientras que el tamaño del
cabezal del pozo y las especificaciones de la herramienta
de perforación influyen en la selección del tamaño del
preventor de reventones y la configuración del ariete.
Además, se deben tener en cuenta factores ambientales
como el rango de temperatura y los medios
potencialmente corrosivos al seleccionar los materiales y
diseños adecuados.
Los preventores de reventones desempeñan un papel irreemplazable en el
sistema de control de pozos,
garantizando la seguridad de las operaciones de perforación. Si
comprendemos a fondo las clasificaciones,
funciones y principios de selección de los preventores de reventones
anulares y de ariete, podremos abordar
mejor los desafíos que surgen durante la perforación. Sin embargo,
seleccionar el preventor de reventones
correcto no es suficiente; también es necesario un funcionamiento
adecuado, un mantenimiento regular y una
capacitación integral para aprovechar al máximo las capacidades del
preventor de reventones. En el entorno de
perforación cada vez más complejo, la atención continua a la tecnología
de preventores de reventones y la
optimización de su aplicación brindarán sólidas garantías para la
seguridad y la eficiencia de las operaciones
de perforación.
Lave Hidráulica torque tubing
Tubing Connections
Corrida de Revestimiento
• La herramienta de corrida de revestimiento es especializada y
Weatherford cuenta con toda la línea de herramientas y
soporte técnico para este servicio, así como los componentes requeridos
en la sarta para una cementación exitosa.
Corrida de Revestimiento
Una vez determinada la calidad del pozo, se decide si se corre
revestimiento y se cementa este
• La corrida de revestimiento se hace luego de bajar broca, circular el
pozo y acondicionarlo.
• Por lo general se varian las propiedades del lodo para permitir que el
revestimiento llegue a fondo sin generar presiones que
puedan alterar
Cementación
• Una vez el revestimiento esté en fondo, se procede a circular el pozo
para retirar los cortes y homogenizar el lodo para el
trabajo de cementación.
• Existen diferentes clases de cemento, de acuerdo con la profundidad del
pozo y la temperatura; el más utilizado es Clase G
que permite trabajar en un rango amplio de condiciones de pozo.
• Las propiedades de la lechada a tener en cuenta para su diseño y
asegurar un buen trabajo son:
• Densidad
• Viscosidad
• Pérdida de Filtrado
• Resistencia a la Compresión
• Tiempo de Frague
Se utilizan aditivos para obtener las propiedades requeridas:
Aceleradores
Anti-espumantes
Dispersantes
Reductores de Filtrado
Retardadores
Densificantes
Cementación
Cementación - Accesorios
Cementación - Accesorios
Cementación - Accesorios
• Collar Flotador
Para reducir la contaminación al rededor de la zapata,
Se instala de 1 a 3 tramos arriba de la zapata.
Accesorios para cementar el revestimiento
Tapones de cementación
Accesorios para cementar el revestimiento
Cementación - Accesorios
Para asegurar distribución uniforme del cemento al rededor del
revestimiento.
Para obtener completo sello entre la sarta de Revestimiento y la
formación.
Cementación - Accesorios
Estos raspadores, que pueden consistir de láminas en formas de tiras
largas donde van incrustadas los alambres o
de anillos cuyos alambres sobresalen circunferencialmente, raspan la
pared del hoyo con el fin de desprender el
exceso de revoque que la cubre para facilitar que el cemento cubra
directamente las formaciones.
Para remover el revoque depositado sobre la pared del agujero
Cementación - Accesorios
LIMPIADORES
Los limpiadores de pozo, actúan como rascadores para mejorar la ligadura
del cemento a la formación removiendo la
capa de barro filtrado.
Generalmente son construidos a partir de un collar conteniendo vueltas de
cable, como los rascadores reciprocantes,
aunque los limpiadores derechos (de tipo rotativo) también se encuentran
disponibles.
La acción limpiadora se produce durante el entubado del pozo y el
reciprocado del tubo cuando se encuentra en el
fondo.
Cementación - Accesorios
Accesorios para cementar el revestimiento
• Equipo de Superficie
• Cabeza de cementación convencional
Cálculo de volúmenes en la cementación
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación – Two Plug Method
Cementación
La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones
principales como lo son:
La cementación primaria
La cementación con fines de remediación
Es el proceso de colocación de una lechada de
cemento en el espacio anular existente entre la tubería
Consiste en inyectar cementos en posiciones estratégicas de
los pozos con fines de reparación de estos o de su abandono.
de revestimiento y la formación.
Cementación
1. Antes de que el cemento llegue un tapón de goma conocido como el tapón
de fondo o tapón
naranja se suelta de la cabeza para cementación.
2. Como las lechadas de cemento y los fluidos de perforación son
químicamente
incompatibles se debe mantener la separación de estos fluidos usando
lavadores químicos
(fluidos base agua).
3. Al igual que fluidos espaciadores los cuales se bombean antes de la
lechada de cemento,
acondicionando así el hueco para que este tenga mejor agarre del cemento.
4. Después de que el cemento ha sido bombeado este atraviesa la membrana
del tapón naranja
y se comienza a llenar el espacio anular, luego cuando el cemento va
entrando en la tubería de
revestimiento se suelta un tapón sólido conocido como tapón de tope o
tapón negro.
5. Finalmente se bombea un fluido de desplazamiento que permite que la
mayor parte del
cemento pase al espacio anular.
Cementación
Cálculo del volumen de cemento
Cementación
1) Cálculo del volumen total de lechada de cemento y número de sacos de
cemento requeridos.
Por lo general se usa cemento clase G, el cual presenta las siguientes
características:
Densidad= 15.8 #/gal
Rendimiento = 1.15ft 3 /sx
Agua requerida = 5 gal/sx
Donde; ID= diámetro interno, OD= diámetro externo, RVTO= revestimiento,
A= Rat hole, B= Vol. Anular entre hueco y
el revestimiento de 7”, C= Vol. Anular entre el revestimiento de 9 5/8” y
el de 7”.
Cementación
Cementación
Para el cálculo de número de sacos de cemento (sx) requeridos y el agua
total necesaria se usan las
siguientes ecuaciones:
2) Cálculo del volumen de desplazamiento (este va desde la superficie
hasta el float collar, donde se asentará el tapón).
Cementación
3) Determinación de la salida de una bomba triplex, bbl/stk
Donde: D. camisa= diámetro de la camisa (pulgadas), L. estroque= longitud
del estroque (pulg), EF= eficiencia de la bomba.
Cementación
Clasificación API y ASTM de los cementos
Casi todas las operaciones de cementación utilizan cemento portland, este
consiste principalmente en compuestos de
silicato de calcio y aluminato de calcio que se hidratan cuando se
agregan al agua.
El cemento Portland es el más importante e idóneo para las
operaciones de cementación de pozos, algunos de estos son
de fabricación especial debido a que las condiciones de los
pozos difieren entre si al variar su profundidad, temperatura y
presión.
Cementación
Clasificación API y ASTM de los cementos
Las especificaciones de los cementos son establecidas por el American
Petroleum Institute (API) y el American
Society for Testing and Materials (ASTM), actualmente hay ocho clases de
cementos Portland y son:
Clase A o tipo I: está diseñado para emplearse a 6000ft (1830 m) de
profundidad como máximo, con
temperatura de 77˚C y donde no se requieran propiedades especiales.
Clase B o tipo II: diseñado para ser usado desde la superficie hasta
una profundidad de 6000ft (1830 m) de
profundidad, con temperatura de 77˚C y donde se requiere moderada
resistencia a los sulfatos.
Clase C o tipo III: diseñado para ser usado desde la superficie hasta
una profundidad de 6000ft (1830 m) de
profundidad, con temperatura de 77˚C y donde se requiere alta resistencia
a la compresión temprana, se fabrica en
moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Cementación
Clasificación API y ASTM de los cementos
Clase D: este cemento se emplea desde los 6000ft (1830 m) hasta los
10000ft (3050 m) de profundidad, con
temperatura de hasta 110˚C y presión moderada, se fabrica en moderada y
alta resistencia a los sulfatos.
Clase E: este se usa desde los 10000ft (3050 m) hasta los 14000ft (4270
m) de profundidad, con temperatura
de 143˚C y alta presión, se fabrica en moderada y alta resistencia a los
sulfatos.
Clase F: este se usa desde los 10000ft (3050 m) hasta los 16000ft (4880
m) de profundidad, con temperatura
de 160˚C y donde exista alta presión, se fabrica en moderada y alta
resistencia a los sulfatos.
Clase G y H: se conocen como los cementos petroleros, son básicos para
emplearse desde la superficie hasta
los 8000ft (2440 m) tal como se fabrican, estos pueden modificarse con
aceleradores y retardadores para
usarlos en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura.
Evaluación de la calidad de la cementación
Después de ejecutar una operación de cementación y de que el cemento ha
fraguado, se efectúan unas pruebas para evaluar
la integridad y el desempeño del cemento, confirmando así el éxito de su
aplicación y su capacidad para satisfacer los
objetivos.
Las técnicas de evaluación del cemento incluyen
PRUEBAS DE
PRESIÓN
1. Se realiza una prueba de presión de la tubería de revestimiento para
verificar la integridad
mecánica de la sarta.
2. Se remueve el cemento residual del zapato de la tubería de
revestimiento.
3. Se lleva a cabo una prueba de integridad de presión mediante el
incremento de la presión
interna de la tubería de revestimiento hasta que excede la presión que
será aplicada durante la
fase de perforación siguiente.
4. Al no detectar perdida alguna, el sello del cemento se considera
exitoso.
Evaluación de la calidad de la cementación
Las técnicas de evaluación del cemento incluyen
REGISTROS
DE POZOS
Los registros de temperatura ayudan a localizar el tope de la columna
de cemento en el espacio anular, la hidratación
del cemento es un proceso exotérmico que eleva la temperatura del medio
circundante.
Los registros sónicos y ultrasónicos proporcionan información de la
calidad de adherencia del cemento a la tubería de
revestimiento y a la formación.
NOTA: Cuando las operaciones de adquisición de registros indican que la
cementación es defectuosa, ya sea porque la adherencia del cemento
es pobre o porque existe comunicación entre las zonas, puede
implementarse una técnica de cementación con fines de remediación.
Cementaciones correctivas o remediales
La cementación correctiva se puede llevar a cabo por tapones de cementos
bien sea balanceado o balanceado forzado,
por circulación y por squeeze. Ubicar un tapón de cemento en un pozo es
una operación que comúnmente es llevada a
cabo en campo, esta implica usar un volumen de lechada de cemento en el
pozo para llevar a cabo tareas como:
Desviación o sidetrack por encima de un pescado o para iniciar
perforación direccional.
Aislar intervalos o zonas y abandonar algún pozo.
Recañonear zonas o realizar cualquier remediación al pozo después de que
este se ha
terminado.
Resolver problemas de perdida de circulación durante la perforación o
reparar la tubería de
revestimiento.
Cementaciones correctivas o remediales
SIDETRACK
Es una desviación que se realiza después de
realizar una pesca y que por algún motivo la
herramienta queda pegada en fondo y no se
puede recuperar.
ABANDONO DE POZOS
Consiste en colocar varios
tapones de cemento (por lo
general se colocan tres) a
diferentes profundidades
con el fin de evitar la
comunicación entre zonas
y la migración de fluidos
que puedan contaminar las
fuentes de agua dulce
subterráneas.
Cementaciones correctivas o remediales
PERDIDA DE
CIRCULACIÓN
ABANDONO
DE ZONAS
Cuando las zonas productoras se agotan
también suele colocarse un tapón de cemento
para su abandono, evitando así la
comunicación con otras zonas que se pueden
poner a producir.
La pérdida del fluido de perforación se puede
detener mediante el uso de la lechada de
cemento debidamente formulada a través de
la zona ladrona, aunque esta mezcla pueda
perderse en dicha zona, se endurecerá y
permitirá la consolidación de la formación.
Cementaciones correctivas o remediales
Técnicas para corregir una cementación primaria
TAPÓN DE CEMENTO
BALANCEADO
TAPÓN DE CEMENTO
BALANCEADO FORZADO
Este proceso consiste en forzar la
lechada de cemento bajo presión a
través de las zonas cañoneadas con
el propósito de aislar o eliminar la
producción
de
los
fluidos
indeseables o reparar los problemas
de cementación primaria.
Cementaciones correctivas o remediales
Técnicas para corregir una cementación primaria
CEMENTACIÓN
POR CIRCULACIÓN
Stinger: es una herramienta especialmente diseñada para vincular la
tubería de
trabajo con el cement retainer o retenedor de cemento, el stinger permite
realizar inyecciones de cemento a presión por debajo del retenedor,
asegurando la hermeticidad por medio de un sello de alto rendimiento.
Cement retainer: es una herramienta de aislamiento que se coloca en la
tubería de
revestimiento y permite realizar tratamientos en un intervalo inferior y
a la vez
proporciona aislamiento respecto del espacio anular superior.
Cementaciones correctivas o remediales
Técnicas para corregir una cementación primaria
CEMENTACIÓN
FORZADA SQUEEZE
Es un proceso de filtración donde la lechada de cemento es inyectada o
forzada a través de los agujeros o túneles ocasionados por el cañoneo.
El objetivo es formar un sello en el espacio anular entre los intervalos
de la
formación que se cañonearon, esto ocurre debido a que la lechada pierde
parte
del filtrado y se forma una retorta, la velocidad de formación de esta
depende
de la presión diferencial, tiempo y control de filtrado. La inyección se
puede
efectuar bajo o sobre la presión de fractura de la zona dependiendo del
tipo de
trabajo y caudal de inyección.
El empaque RBP solo se baja si hay intervalos a proteger por debajo del
que se va
a cementar sino solo se baja el RFB.
Pega de Tubería
• Se denomina pega de tubería el evento
en la operación en el cual no se puede
rotar la tubería ó la sarta, ni mover
hacia arriba ó hacia abajo
• Su ocurrencia puede generar tiempo
no productivo, costos, e inclusive la
pérdida del pozo
• Las causas comunes son:
– Presión diferencial
– Causas mecánicas:
• Hueco chavetero
• Formaciones inestables
• Limpieza inadecuada del hueco
• Chatarra en el hueco ó revestimiento
colapsado
• Cambios de Sarta
Presión Diferencial
• Se presenta pega por presión Diferencial cuando la
presión Hidróstatica producida por el lodo es mayor que
la presión de formación y hay formaciones Permeables
presentes.
• Su solución es la reducción de la presión, reduciendo la
densidad del lodo y la remoción de la torta en la zona de
contacto con aditivos especiales.
(key seat)
• Causado por cambios bruscos de dirección en formaciones
blandas ó por cambios de ángulo.
La rotación de la tubería de menor tamaño, en tensión,
va produciendo una hendidura lateral al hueco original,
en la zona de cambio de ángulo.
Key seat
• La tubería de mayor diámetro no pasará y es muy probable que
haya necesidad de pescar.
• Se evita viajando el pozo (short trip) con regularidad,
Formaciones Inestables
• Debido al origen de las cordilleras en el país, se presentan
formaciones que Continúan moviendose, este movimiento es
denominado Tectonismo.
Se presentan derrumbes y pega de tubería por inestabilidad de la
formación
al ser perforada.
• Se evita viajando el hoyo continuamente y controlando las propiedades
del
lodo.
Limpieza inadecuada del pozo
Durante la perforación, el lodo debe soportar los cortes perforados y,
con la circulación, acarrearlos a superficie donde se descargan.
Limpieza inadecuada del pozo
• Si el soporte y acarreo no es adecuado, los cortes se acumulan
sobre la broca y los estabilizadores, impidiendo el movimiento
de la tubería y causando su pega.
Chatarra en el hueco
Se produce la pega de tubería por la caida de herrramientas ó
el colapso del revestimiento que impiden el movimiento.
Cambios de Sarta
• Los cambios de sarta de perforación, generalmente producen
cambios en la geometría del pozo que pueden causar la pega de
la tubería.
Cambios de Sarta
• Al pasar de una sarta flexible a una sarta rígida, la geometría
del pozo evitará que la nueva sarta pase comodamente producirá
pega de la sarta en los puntos de mayor.
Procedimiento de BACK-OFF
Como recomendación dar ¾ (0.75) de vuelta a la izquierda por cada 1000
pies de profundidad, donde se quiera realizar el back off.
Ejemplo: 9400 pies*0.75 = 7 vueltas a la izquierda
Para aplicar las 7 vueltas a la izquierda se debe aplicar el peso de la
sarta 15.000 lbs de tensión (hacia arriba), moviendo la tubería
de arriba debajo de 15.000 a 20.000 lbs de tensión, para asegurarse que
el torque llegue a su destino de punto de back off.
Ejemplo: Peso de la sarta: 57.000 lbs + 15.000 lbs = 72.000 lbs
57.000 lbs + 20.000 lbs = 77.000 lbs
Mover la tubería de 72.000 a 77.000 lbs abajo–arriba y de 77.000 a 72.000
lbs de arriba-abajo, varias veces mientras se da 7
vueltas a la izquierda.
Mientras se gira las 7 vueltas a la izquierda debe existir torque, si se
pierde torque es porque la sarta comenzó a desconectarse en
algún sitio no deseable, por lo que será necesario dar vueltas a la
derecha para apretar la tubería.
Tipos de Pozos
Tipos de Pozo -1
• Pozo Exploratorio
– Algunas veces se llama pozo “wild cat”, que prueba la tierra donde se
sabe existen hidrocarburos para determinar si
hay gas o aceite presente.
• Pozo de Apreciación, de Evaluación (o de Avanzada)
– Se perforan para determinar la extensión del campo o la cantidad de
área que cubre.
• Pozo de Desarrollo ó Productores
– Se perforan en un campo ya existente para explotar el yacimiento (o
producir hidrocarburos).
Tipos de Pozo -2
Pozos Multilaterales y Diseño Especial
Propuesta del Pozo
• Criterios Claves para el
Diseño:
– Tipo de Formación
– Presiones de Poro de la
Formación y Gradientes de
Fractura
– Profundidades
– Tipo de Hidrocarburo
– Peligros potenciales (Gas
Superficial, H2S, CO2,
etc.)
Introducción a la Perforación Direccional
La Perforación Direccional es definida como la práctica de controlar la
dirección y la desviación del agujero
del pozo hacia un objetivo subterráneo predeterminado.
Aplicaciones de Perforación Direccional
Pozos de Alivio
Aplicaciones de Perforación Direccional
Locaciones inaccesibles
Aplicaciones de Perforacion Direccional
Pozos múltiples desde una estructuras offshore
Aplicaciones de Perforación Direccional
Sidetrack
Aplicaciones de Perforación Direccional
Mejoramiento de la producción
Aplicaciones de Perforación Direccional
Linea de costa
Aplicaciones de Perforación Direccional
Cuando se encuentra un domo salino actuando como trampa natural de
hidrocarburos acumulados debajo de la capa dura
sobresaliente.
Se utiliza un pozo direccional para alcanzar el reservorio atrapado y
prevenir los problemas asociados con la perforación
a través de la formación salina.
Aplicaciones de Perforación Direccional
Perforación Bajo Balance
Aplicaciones de Perforación Direccional
Pozos de alcance extendido
– Reemplaza pozos submarinos y aprovecha reservas
costa-fuera con menos plataformas (varios pozos de
una sola plataforma).
– Desarrollo de campos cerca de la orilla de la playa.
– Reduce el impacto ambiental mediante el desarrollo
de campos desde clusters. (Ej área de bosques).
.
Progreso en la Perforación Direccional
1980’s
S-Wells
Relativamente
Simple
Actualidad
Complejos
Multilaterales
Horizontales
Progresos en la Perforación Direccional
Finales 1970’s
Finales 1980’s
Actualidad
Single Shot/
Steering Tool
LWD/MWD
MWD
Bent Sub
Motor Recto
Steerable
Bent
Housing
Motor
Performance Motors
Near Bit Inc/Gamma
Rotary Steerable
Tipos de Pozos Direccionales
Build and Hold (Slant)
• “S” Type Well (Build and Drop)
Tipos de Pozos Direccionales
Deep Kick-Off and Build “J”
• Horizontal Well (Single build)
• Extended Reach Drilling (ERD)
Tipos de Pozos Direccionales
• Multilateral
Tipos de Pozos Direccionales
Pozos Horizontales
Short Radius/ Radio Corto
2°-3°/Foot Build Rates
Equipo Especializado
Short Radius
Flexible Collars - Tubing
45'
200'
Medium Radius/ Radio Medio
10°-22°/100’ Build Rates
Double Bend Assemblies
Medium Radius
Long Radius/ Radio Largo
300'
2,000'
1.5°-6°/100’ Build Rates
Ensambles Navegables
Long Radius
Menor Radio = Menos Seccion Lateral
1,400'
4,000'
Términos de Pozos Direccionales
Punto de Inicio de Desviación (KOP)
Es la ubicación a una profundidad específica bajo la superficie donde el
pozo se desvía en una dirección determinada.
Inclinación del Pozo
Es el ángulo por el cual el pozo se desvía de la vertical.
Fin de la Curva de Construcción (EOB)
Es la ubicación donde el pozo ha terminado de aumentar su inclinación.
Términos de Pozos Direccionales
Ángulo de Mantenimiento
Ocurre donde la inclinación del pozo se mantiene constante.
Sección Tangente (Sección de Mantenimiento)
Ocurre después de una curva de construcción, donde la inclinación del
pozo se
mantiene constante durante una cierta distancia. Puede haber una curva
adicional de construcción o descenso antes de alcanzar el objetivo.
Inicio de Descenso
Es la ubicación donde el pozo comienza a reducir su inclinación.
Términos de Pozos Direccionales
•Fin de la Caída: Es el lugar donde el pozo deja de bajar su inclinación.
•Desplazamiento del Objetivo: Es la distancia lateral desde la
ubicación de superficie hasta el objetivo.
•Ubicación del Objetivo: Es un punto definido en el espacio mediante
coordenadas geográficas a una determinada profundidad vertical
verdadera.
Tasa de Caída (DOR, por sus siglas en inglés): Es la tasa a la
cual disminuye la inclinación del pozo.
❑ La tasa generalmente se expresa en grados por cada 100 pies
o grados por cada 30 metros de longitud del trayecto.
Términos de Pozos Direccionales
Tasa de Aumento (BUR, por sus siglas en inglés): Es el cambio de
inclinación de
un pozo donde el ángulo aumenta.
La tasa generalmente se expresa en grados por cada 100 pies o aumento
angular por
cada 30 metros de profundidad medida.
•Tasa de Giro: Determina la tasa a la que un perfil de pozo gira en la
dirección del
azimut.
Usualmente se expresa en grados por cada 100 pies o grados por cada 30
metros.
•Profundidad Vertical Verdadera (TVD, por sus siglas en inglés): La
profundidad vertical verdadera de cualquier punto o estación a lo largo
de un pozo
es la distancia vertical desde el punto de referencia de la superficie
del pozo hasta la
estación de interés.
•Profundidad Medida (MD, por sus siglas en inglés): La profundidad medida
de cualquier punto o estación a lo largo de un
pozo es la distancia desde el punto de referencia de la superficie del
pozo hasta la estación de interés a lo largo del trayecto real
del pozo.
•Desplazamiento Horizontal (HD, por sus siglas en inglés): Es la
distancia entre dos puntos a lo largo de un pozo proyectada
sobre un plano horizontal o vista en planta.
Azimuth o Dirección
Azimuth de un punto referido al Cuadrante
Coordenadas Rectangulares
Coordenadas Polares
Dirección expresada como Azimuth (0º a 360º)
y en forma del Cuadrante rectangular (N,S xxº E,W)
Planificación de la Trayectoria Direccional
Limitaciones de la Perforación Direccional
• Doglegs (Máxima curvatura del pozo)
– Establecido por el cliente, desempeño del motor, componentes del BHA
• Torque Reactivo (rotación contraria al reloj de la sarta)
– Dificultad para mantener/colocar el “tool face” con un ensamble
direccionable
• Drag “Arrastre” (Fricción entre el agujero y el BHA)
– Aumenta con la profundidad y la inclinación del pozo
• Hidráulica (Presión de Circulación)
– Máxima presión operativa de perforación del equipo y taladro, ECD
• Limpieza del Hoyo (Características del Fluido y Ambiente de Flujo)
– Remoción de Recortes
• Peso sobre la barrena “WOB”(Fuerza aplicada a la broca al perforar)
– Regulación de la presión diferencial para una optima ROP y vida de la
broca
• Estabilidad del Agujero (habilidad fisica del hoyo para permanecer
abierto)
– Características físicas de la formación, fallas móviles
Métodos para desviar un pozo
• Operaciones con Whipstock
– Todavía utilizados
• Chorros a presión (Jetting)
– Rara vez utilizado hoy en día, todavía válido y más económico.
• Motores de fondo
– Mayormente utilizado, rápido y más exacto
• Sistemas Rotary Steerable “RSS”
– Ultima tecnología, rápida, crea un perfil de hoyo más parejo
Operaciones Whipstock
Chorros a Presión (Jetting)
Control direccional con ensamblajes rotatorios
• Principios de diseño
– Fuerza Lateral
– Deflección de la barrena
– Hidráulica
– Combinación de ellos
• Tipos de BHA de ensambles de rotación continua
– Ensamblaje para construir.
– Ensamblaje para caer.
– Ensamblaje para mantener.
Peso sobre la broca
• Incrementando el Peso sobre la broca, incrementa la tendencia de
desviación …. y vice-versa
Principio de Estabilización
• Los estabilizadores son colocados en puntos específicos para controlar
la sarta de perforación y minimizar la
desviación en el fondo.
• Aumenta la rigidez del BHA al colocar estabilizadores y evita que la
tubería se doble y ayuda a la broca a
seguir perforando en línea recta.
• Un BHA empacado se utiliza para mantener ángulo.
Razones para el uso de estabilizadores
• La posición y el calibre de los estabilizadores controlan la forma.
• Los estabilizadores ayudan a concentrar peso sobre la broca.
• Los estabilizadores minimizan doblamientos y vibraciones.
• Los estabilizadores reducen el torque al perforar porque se tienen
menos área de contacto.
• Los estabilizadores ayudan a prevenir pegaduras por diferencial y “key
seating”.
Fuerzas Estabilizadoras
Ensambles para construir
Al colocar dos estabilizadores se incrementa el
control de fuerza lateral y alivia otros problemas.
"fulcrum" o fulcro se refiere a un punto de apoyo o pivote
sobre el cual una herramienta o equipo realiza una acción de
palanca. un punto estratégico que permite controlar y ajustar la
trayectoria del pozo
Ensambles para construir
Ensambles para tumbar
• Para aumentar la tasa de disminución/caer:
– Incrementar longitud tangencial (distancia
estabilizador-mecha).
– Incrementar la rigidez.
– Incrementar peso del drill collar.
– Disminuir peso sobre la broca.
– Incrementar la velocidad de la mesa rotaria.
– Largo Tangente comunes:
• 30 pies
• 45 pies
• 60 pies
• 90 pies
Ensambles para tumbar o caer
Ensambles para mantener (Empacado)
• Diseñado para minimizar fuerzas laterales y disminuir sensibilidad de
cargas axiales.
Ensambles Navegables
Motores de Fondo
Componentes de los Motores PDM
• Ensamble Dump Sub
• Sección de Potencia (Power Section).
• Ensamble de transmision (Drive Assy).
• Ensamble de ajuste (Adjustable Assly).
• Sección Rodamientos (Bearing Assy)
Ensamble Dump Sub
• Es una válvula que se activa hidráulicamente localizada en la parte
superior del motor de fondo.
• Permite a la tubería de perforación llenarse de lodo cuando corre
tubería en el pozo.
• Drenarse cuando se saca tubería del pozo.
• Cuando las bombas están operando, la válvula se cierra automáticamente
y dirige el fluido de
perforación a través del motor.
• Esta válvula evita que al sacar tubería se derrame lodo en la mesa.
Dump Sub
• Permite el llenado y drenado de la tubería.
• Operación
- Bomba Apagada – Abierta.
- Bomba Encendida – Cerrada.
Rotor Catch
– El mandril del catch esta conectado al rotor
– El mandril se detendrá dentro del top sub
– Con esto se asegura durante los viajes a superficie del
BHA, que el motor de fondo permanecerá en una sola pieza
– Si el rotor catch se activa, la presión del stand pipe se incrementara
significativamente cuando se remueva el peso sobre la barrena.
– Cuando se aplique peso a la barrena el incremento de presión
disminuirá.
Sección de Potencia (Power Section)
• Convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía
mecánica para
mover-girar la broca.
– Estator – Es un tubo de acero que contiene un inserto de hule
/eslastómero con un patrón lobular, helicoidal a lo largo del
centro.
– Rotor – Tubo de acero en forma lobular y helicoidal.
• Cuando el fluido de perforación es forzado a pasar a través de las
cavidades
ocasionara que el rotor gire dentro del estator.
Ensamble de Transmision/Drive
• Convierte la rotación excéntrica del rotor en rotación concéntrica.
Selección del motor
Estas son las tres configuraciones de motores más comunes, las cuales
proveen un rango amplio de
velocidades de la broca y torque que se requieren para satisfacer una
multitud de aplicaciones
direccionales.
Selección del motor
• Alta Velocidad / Bajo Torque (1:2) motor típicamente utilizado:
– Perforación con brocas de diamantes
– Perforación con brocas tricónicas en formaciones suaves.
– Perforación Direccional utilizando orientaciones con single shot.
• Velocidad Media / Torque Medio (4:5) motor típicamente usado para:
– Perforación Direccional y Convencional.
– Brocas de Diamante y aplicaciones para núcleos.
– Pozos Sidetrack (Desvios)
• Baja Velocidad / Torque Alto (7:8) motor típicamente usado para:
– La mayoría de los pozos direccionales y horizontales.
– Perforación en formaciones de durezas medias a altas
– Perforación con brocas PDC.
Rotary Steerable System
Rotary Steerable System
El sistema rotatorio direccional (RSS) es un tipo de tecnología
“inteligente” que brinda estabilidad y control en la
trayectoria de un pozo. De manera general el sistema consta de dos partes
(Chase & Hammad, 2010): una unidad de
control, que es como el "cerebro" de la herramienta, y una unidad de
polarización, que es la parte que ejecuta los cambios
de dirección. La unidad de control recibe información sobre la posición y
orientación del pozo a través de sensores y,
utilizando esta información, envía señales o pulsos a través del lodo
hacía la unidad de polarización para que ajuste la
dirección de la broca mediante la activación de “aletas” (color rojo),
las cuales se abren en una dirección en concreto
tocando las parades del pozo para mantener la trayectoria. Las
Revoluciones por minuto que pueden alcanzar estos
sistemas es variable, pero puede superar los 200 RPM como (Omara, et al.,
2021) indica en una aplicación de campo.
En un motor de desplazamiento positivo (PDM) la sección de potencia del
motor convierte la energía hidráulica del fluido
de perforación en energía mecánica para hacer girar la broca a través del
eje de transmisión en el extremo inferior (Alattar,
et al., 2017). Si bien los motores PDM y RSS ofrecen velocidades máximas
de 250 y 350 RPM, respectivamente, las
condiciones de trabajo reales pueden requerir velocidades
significativamente menores. En el caso de la perforación en el
campo FR, por ejemplo, se utilizan rangos de 40-80 RPM para PDM y 35-125
RPM para RSS por lo que se es importante
aclarar que los valores utilizados en campo dependen de las condiciones
específicas de la operación y no necesariamente
del máximo rendimiento del motor.
Beneficios del Rotary Steerable
• La rotación reduce el riesgo de buckling (encrespado / dobleces) en la
tuberia lo que reduce la
vibracion.
• La rotación continua de la sarta de perforación reduce la probabilidad
de pegamiento por diferencial.
• Reduce torque y arrastre al generar una curvatura de pozo mas uniforme.
• Permite pozos de alcance mas extendido.
• Secciones horizontales y laterales más largas.
• Mejora la evaluación de formaciones debido a que los “pads” de la
herramienta wireline estan en
mejor contacto.
• Mejora la evaluación de la formación con herramientas LWD (igual que el
anterior).
• Control de la desviación en pozos verticales.
Problemas en la perforación direccional
• Aumentos de presión.
• Decremento de presión.
• Pérdida de tasa de penetración.
- Incremento de presión:
Motor represionado o acorralado (Stalled)
Motor o Broca taponada.
Pozo en bajo calibre / angostos (Undergauge -tight Hole)
- Decrementos de presión
Válvula Dump Sub abierta.
Estator dañado o gastado.
Lavado de tubería / quebrada Twist-off
Perdida de circulación.
Influjo de gas (Gas kick).
Problemas en la perforación direccional
- Perdida de la Tasa de penetración.
Broca gastada o embolada.
Estator gastado (Motor débil).
Motor represionado/acorralado (Stalled).
Cambio de formación.
Estabilizador o tubería colgada.
Restricciones de perforación
Selección de la locación de superficie y diseño de pozo.
Conocimiento previo de área perforada e identificación de áreas
problemáticas.
Planeamiento
• Tasas de construcción (build rates)
• El perfil construir y mantener debe ser de al menos 50 m.
• La caída del ángulo en los pozos
tipo “S” se planea preferentemente con 1.5° /30m.
• El punto de arranque de la desviación (KOP) debe ser tan
profundo como sea posible para reducir costos y desgaste en el
revestimiento.
• Planear una sección de aterrizaje suave en las secciones de
construcción de
pozos horizontales,.
Planeamiento
• Evitar altas inclinaciones a través de formaciones de fallas severas,
quebradizas o muy buzadas.
• En pozos horizontales se debe identificar contactos gas /agua.
• Minimizar tasas de giro (Turn rates) en secciones laterales de pozos
horizontales.
• Verificar las tasas de construcción del motor con las exigidas en el
Plan
• Cuando sea posible iniciar un sidetrack (desvio) al menos con
20m fuera del revestimiento.
• Los doglegs podrían alcanzar 14 o /30m al salir del whipstock.
• Identificar los pozos a 30m alrededor de la trayectoria del pozo,
propuesto para evitar una colisión.
Métodos de adquisición de datos
• Existen dos métodos con los cuales se puede adquirir información LWD:
– En Memoria
– Tiempo Real
Proceso de Medición de Datos en Memoria
• Los datos en la memoria MWD/LWD se obtienen mediante el muestreo de los
sensores en el fondo,
almacenando los datos en la memoria, y recuperando los datos una vez que
se saca la herramienta del pozo.
• Se realiza un monitoreo de la profundidad vs. tiempo en la superficie
durante la perforación.
• Durante el proceso después de la corrida, los tiempos de los archivos
de profundidad y datos de la
herramienta se ajustan para crear un archivo que contiene datos vs
profundidad utilizado para crear
registros.
Ventajas de la información en Memoria
• Alta Resolución de Datos:
• La resolución de datos es al menos tan buena o mejor que la data en
tiempo real.
• La resolución en tiempo real generalmente no es mayor a 8 bits (excepto
data de surveys).
• La resolución de data grabada es al menos 8-bits, y llegan hasta 16 -
bits.
• Típicamente reemplaza al tiempo real una vez que es extraída de la
memoria de la herramienta.
• Independiente de Problemas de transmisión.
– No existe data perdida debido a problemas de detección o problemas de
superficie.
• Tasas de muestreo rápida.
- Mas datos por intervalos de profundidad.
- Puede almacenar datos mucho mas rápido que transmitirlos.
- Puede registrar al agujero mas rápido que en tiempo real con la misma
calidad en los datos.
Desventajas de los Datos de memoria
• No proporciona retroalimentación.
–Datos de memoria no son de utilidad para la mecánica de perforación,
datos tales como presión y
vibración.
–Es difícil de usar para predicción de “pore pressure” casing y puntos de
muestras de core.
–Impractico usar datos de memoria para perforación direccional y
aplicaciones geosteering.
Proceso de Medición de datos en tiempo real
• Los Datos MWD/LWD en tiempo real se obtienen de sensores en el fondo,
se codifica la información al
formato binario, y se transmiten los datos a través de algún medio hacia
la superficie.
• La transmisión es decodificada en la superficie, los datos son
procesados y se asocian con profundidad
para crear registros en tiempo real.
• El proceso parece simple, pero es extremadamente complejo y requiere
una combinación de una
sucesión de eventos para que un dato pueda ser procesado.
Métodos de telemetría en tiempo real
• En aplicaciones MWD/LWD en tiempo real existen 3 diferentes métodos de
telemetría:
– Pulso de lodo Positivo
– Pulso de lodo Negativo
– Electromagnético
• “La Telemetría” básicamente esta relacionada a el acceso y transmisión
de datos desde y hacia locaciones
Remotas.
• La industria MWD/LWD no creo la telemetría, pero la ha adaptado de
otras disciplinas.
Telemetría de Pulsos de Lodo
• La telemetría de pulsos de lodo utiliza una trayectoria de
transmisión no comprimible (columna de lodo en la tubería)
para transportar las Ondas de presión de lodo creadas en el
fondo por un pulsador.
• La información del Sensor puede ser codificada de varias
maneras (Manchester, modulación de posición del pulso, etc.),
pero todos estos métodos requieren que los pulsos de presión
sean detectados en la superficie para que la información pueda
ser decodificada.
Telemetría de Pulsos Positivos
• La telemetría de pulsos positivos utiliza una válvula hidráulica para
restringir por un momento el flujo de
lodo a través de un orificio en el pulser.
• Esto genera un aumento de presión en forma de un pulso positivo u onda
de presión la cual viaja hasta la
superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de perforación
y/o bombas.
• El método de telemetría principal de Weatherford LWD y MWD es de Pulsos
positivos.
Telemetría de Pulsos Negativos
• La telemetría de Pulsos Negativos utiliza una válvula controlada para
liberar lodo por un momento
desde el interior de la herramienta hacia el espacio anular.
• Esto genera un decremento en presión en forma de un pulso negativo u
onda de presión la cual viaja
hasta superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de
perforación y/o bombas.
Telemetría Electromagnética
• Una Antena emisora EM inyecta una corriente eléctrica hacia la
formación alrededor del agujero.
• Se crea una onda electromagnética, la cual se propaga en la
formación mientras es canalizada a lo largo de la tubería y el casing
hasta superficie.
• Los datos son transmitidos por modulación de corriente y
descodificados en la superficie.
• La propagación de las ondas EM por la tubería es mejorada por el
efecto guiador de la tubería eléctricamente conductora.
La señal es atenuada por efectos de la frecuencia de transmisión,
la fuerza de la señal transmitida, y el nivel de interferencia.
Trabaja bajo el principio de la ley de ohm (V = IR).
• El Fluido de Perforación también puede crear alguno “efectos
colaterales” no deseados:
–Disminuye la ROP al aumentar la densidad del lodo.
–Causa problemas en la detección de datos en Tiempo Real si la viscosidad
del lodo es muy alta.
–Puede causar daños irreversibles a la formación.
–Son costosos – los lodos base aceite requieren contenedores y procesos
para reciclar los recortes.
–Se filtra hacia espacios porosos de formaciones permeables (en
situaciones de sobre balance) haciendo
que la interpretación de los registros sea más compleja y difícil.
–Algunas herramientas de registros se vuelven inefectivas o inútiles
(lodos base aceite, lodos saturados
de sal) y pueden alterar severamente la respuesta del sensor (debido a
aditivos en el lodo).
Un survey es un conjunto de mediciones que describen la trayectoria y
orientación de un pozo. Estas
mediciones son esenciales para determinar la ubicación tridimensional del
pozo a medida que se perfora.
Componentes Clave de un Survey
1.Inclinación (Inclination):
El ángulo entre el eje del pozo y la vertical, medido en grados. Indica
si el pozo está vertical, inclinado o
desviado.
2.Azimut (Azimuth):
El ángulo medido en el plano horizontal con respecto al norte. Define la
dirección hacia la cual el pozo
está siendo perforado.
3.Profundidad medida (Measured Depth, MD):
La distancia total desde la superficie hasta el punto actual del pozo,
siguiendo la trayectoria perforada.
4.Profundidad verdadera vertical (True Vertical Depth, TVD):
La distancia vertical directa desde la superficie hasta un punto
específico del pozo.
5.Desplazamiento lateral (Offset or Departure):
La distancia horizontal entre el punto de inicio del pozo y su posición
actual.
Que es la Steering Data (Data de Direccionamiento)?
• Steering, o toolface data, es la información dinámica y le comunica al
perforador direccional la
posición del ajuste del motor de fondo (herramienta deflectora).
• El Toolface es medido por nuestro censor direccional y debe ser
corregido para dar el toolface del
motor, no del mwd
– Esta correccion se llama: Toolface Offset
• La orientación del ajuste del motor a la posición o direccion deseada
le permite controlar la
trayectoria que va a seguir el pozo.
• Existen dos tipos de toolface data
– Magnético
– Highside (Gravitacional)
Toolface Offset
• Toolface Offset es la relación angular entre el highside del IDS o del
CDS y el ajuste del motor de fondo.
• Siempre se mide en sentido horario (mirando hacia abajo –la barrena)
desde la línea escriba del LWD o MWD
hacia la scribeline del motor de fondo.
• El Offset es aplicado a los valores tanto del TF magnético como del
gravitacional.
• El CDS tiene un Offset Interno adicional debido a la forma fisica de su
ensamblaje dentro del collar.
Survey calculations
MEDICIONES BÁSICAS:
•Inclinación: Ángulo entre el pozo y la vertical.
•Azimut: Ángulo entre el norte y la proyección horizontal del pozo.
•Distancia: Longitud del trayecto entre estaciones de medición, medida
como la longitud de tubería añadida en la
superficie. Esto se utiliza para determinar la profundidad medida
acumulada (MD).
MÉTODOS DE CÁLCULO DE MEDICIONES:
•Tangencial.
•Ángulo promedio.
•Radio de curvatura.
•Curvatura mínima.
MÉTODO TANGENCIAL
•Supone que la inclinación es constante desde el
punto de levantamiento actual hasta el último
punto de levantamiento.
•Puede ser preciso si el acimut y la inclinación no
cambian mucho.
•Puede ser preciso en distancias cortas.
•Útil para cálculos rápidos de TVD (True Vertical
Depth, o profundidad vertical verdadera).
Método tangencial
En este método la trayectoria del pozo se considera una línea recta
definida por los ángulos de inclinación y azimut en la
estación de medición que se encuentra a mayor profundidad. En la figura
se puede apreciar que los ángulos medidos en la
estación menos profunda de la sección de la trayectoria medida.
Este método genera grandes errores en la posición,
especialmente en trayectorias con cambios significativos entre
estaciones. En pozos direccionales, donde inclinación y azimut
varían en intervalos cortos, no se recomienda debido a su alto
porcentaje de error acumulativo.
Método del ángulo promedio
Este método al igual que el método tangencial establece la longitud de la
sección perforada como una línea recta la cual
intercepta la estación superior y la estación inferior. Esta línea recta
se define, obteniendo el promedio de los ángulos de
inclinación y dirección de las dos estaciones superior e inferior.
Este método es popular por su precisión y facilidad de
uso con calculadoras manuales, siendo común durante
la perforación si las estaciones de medición están
cercanas. Sin embargo, es poco confiable en pozos
verticales, ya que se basa en promedios de ángulos
inexistentes en estos casos.
MÉTODO DEL ÁNGULO PROMEDIO
•Supone que la inclinación y el acimut son constantes y equivalen
al promedio de los valores en dos puntos consecutivos de
levantamiento.
•Es más preciso que el método tangencial para trayectorias con
cambios suaves.
•Adecuado para cálculos de TVD y desplazamiento en trayectorias
moderadamente curvadas.
•Útil para obtener resultados razonables en distancias mayores que
las del método tangencial.
•Promedia la deriva (inclinación) y el acimut del punto de
levantamiento anterior con los del punto de levantamiento actual.
•Supone que los valores promedio son representativos del segmento entre
los dos puntos.
•Es útil para calcular TVD (profundidad vertical verdadera) y
desplazamientos con mayor precisión que el método tangencial,
especialmente en trayectorias con cambios suaves.
Método de radio de curvatura
Este método a diferencia de los anteriores que consideraban la
trayectoria de la sección del pozo perforada como una línea recta,
considera la sección como una línea circular tanto el plano vertical como
en el plano horizontal. El arco formado por la línea
circula es tangencial tanto a la inclinación como a la dirección en cada
estación de medición de registro direccional (survey). Es
por eso que la trayectoria del pozo puede ser descrita como un arco en el
plano vertical, lo que hace que se asemeje a la cara de
un cilindro vertical. El número π. Es el valor constante de la razón de
la longitud de una circunferencia a su diámetro, se
representa por la letra griega π (pi).
Este método ofrece mejores resultados que el de ángulo
promedio en trayectorias con forma de arco circular, como en la
sección de construcción de ángulo. Sin embargo, al asumir un
radio constante, genera errores en trayectorias largas donde la
construcción del ángulo varía.
Método de curvatura mínima
Este método en realidad es una combinación del método tangencial
balanceado y el método de radio de curvatura ya que asume,
sin embargo en vez de asemejar la trayectoria del pozo entre dos
secciones como dos líneas rectas, este método reemplaza a las
líneas rectas por las de arcos circulares. Esto se hace mediante la
aplicación de un factor de relación basado en la cantidad de
flexión de la trayectoria del pozo entre las dos estaciones de la sección
perforada (ángulo de la pata de perro).
El método de curvatura mínima, ampliamente utilizado para
calcular trayectorias de surveys direccionales, requiere
operaciones matemáticas complejas, por lo que se emplea
principalmente con computadoras en el equipo de perforación.
MÉTODO DEL RADIO DE CURVATURA
•Supone que la trayectoria del pozo es una curva suave que puede
ajustarse a la
superficie de un cilindro con un radio específico.
•La tasa de cambio de la inclinación (DLS, Dogleg Severity) es variable,
mientras
que el radio de curvatura (BR, Build Rate) y el cambio de acimut (TR,
Turn Rate)
se mantienen constantes.
•Es más preciso que el método del ángulo promedio, pero aún no lo
suficientemente preciso para trayectorias complejas.
CURVATURA MÍNIMA
•Ajusta la trayectoria del pozo a la superficie de una esfera con
un radio específico.
•La severidad del Dogleg (DLS) se mantiene constante,
mientras que la tasa de construcción (BR) y la tasa de giro (TR)
son variables.
•Emplea un método similar al de radio de curvatura, pero
optimizado para mayor precisión.
•Es el método más preciso y se utiliza como estándar en la
industria.
•Utiliza los vectores espaciales definidos por la inclinación y el acimut
en los puntos de levantamiento.
•Suaviza estos vectores sobre un arco esférico definido por la curvatura
de la trayectoria del pozo.
•Esta curvatura se denomina: DOGLEG (cambio angular entre dos puntos
consecutivos de la trayectoria).
CURVATURA MÍNIMA
FACTOR DE RADIO (RATIO FACTOR - RF)
•La inclinación y el acimut definen direcciones de líneas rectas en el
espacio.
•Los segmentos de línea se suavizan utilizando el Ratio Factor (RF) para
ajustar
la trayectoria.
CÁLCULO DE LA POSICIÓN DE LA ESTACIÓN ACTUAL
•Determina la posición de la estación actual en relación con la estación
previa.
•Se basa en la inclinación, el acimut y la distancia medida entre las
estaciones para calcular las coordenadas relativas (Norte,
Este y TVD).
Trayectoria de pozos
• Pozo Tipo I o "J": Tiene una sección vertical inicial, luego del KOP,
una zona de construcción de ángulo de radio R y
finalmente la zona de tangente que se mantiene hasta alcanzar el
reservorio objetivo.
• Pozo Tipo II o "S": Adopta una forma de "S”, con la sección vertical
inicial seguida de la zona de construcción de ángulo
de radio R1. Luego se perfora el pozo sin variar la inclinación en la
zona de tangente. A diferencia del Pozo tipo J, el pozo
tipo S, tiene una sección de tumbado de ángulo de radio R2, la sección
finaliza cuando se alcanza la verticalidad es decir
inclinación cero y se continúa perforando hasta alcanzar el reservorio
objetivo.
• Pozo Tipo III: A diferencia con los pozos tipo I y II este tipo de
perfil solamente tiene dos secciones, la sección vertical
inicial, y la sección de construcción de ángulo de radio R, nunca se crea
una sección de pendiente ni de tumbado de ángulo.
Trayectoria de pozos
Además de estos tipos comunes de pozos, se tiene una variación del pozo
Tipo I que es el "J modificado" su característica es
que tiene una zona adicional donde se destruye o tumba el ángulo,
parecido al pozo Tipo “S”, pero en este caso el pozo “J
modificado” nunca llega a la verticalidad.
La representación de un perfil de pozo J modificado real, donde el eje
vertical representa la profundidad vertical verdadera o
TVD,medida en pies y las siglas VS del eje horizontal significa la
“sección vertical” o lo que es lo mismo, el desplazamiento
horizontal, medido en pies.
Trayectoria de pozos
Trayectoria Incrementar-Mantener (Slant):
La trayectoria tipo “Slant” consta de una sección vertical, seguida de
una sección curva donde el ángulo de inclinación se
incrementa hasta alcanzar el valor deseado, el cual es mantenido (sección
tangente o sección de mantener) hasta alcanzar
el objetivo.
La trayectoria tipo “Slant”
Trayectoria Incrementar-Mantener (Slant):
Ángulo máximo de inclinación:
Trayectoria Incrementar-Mantener (Slant):
Trayectoria Incrementar-Mantener (Slant):
Ejercicio
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Desplazamiento horizontal al objetivo, DH. Grafique en las coordenadas
dadas.
Radio de curvatura, R1
Ángulo máximo de inclinación, θ.
Longitud de la curva, LC
Ángulo formado por la sección tangente y la recta que une al objetivo con
el vértice del máximo ángulo de inclinación, Ω.
Longitud de la sección tangente, 𝑳tan.
Cálculo de profundidades verticales, D; desplazamiento horizontales, X; y
profundidades desarrolladas, Profdes.
Ejercicio
Ejercicio
Trayectoria Incrementar-Mantener -Disminuir (Tipo S)
La trayectoria tipo “S” esta formada por una sección vertical, seguida
por un ángulo de inclinación que se incrementa
hasta alcanzar el valor deseado, luego se tiene una sección recta
(sección tangente o sección de mantener), y por último se
tiene una sección en la que se disminuye el ángulo para entrar
verticalmente al objetivo.
Trayectoria Incrementar-Mantener -Disminuir (Tipo S)
Trayectoria Incrementar-Mantener -Disminuir (Tipo S)
Trayectoria Incrementar-Mantener -Disminuir (Tipo S)
Trayectoria Incrementar-Mantener -Disminuir (Tipo S)
Ejercicio
Trayectoria Incrementar-MantenerDisminuir y/o Mantener (Tipo“S”
modificada)
La trayectoria tipo “S” modificada esta conformada por una sección
vertical, unángulo de inclinación que se incrementa
hasta alcanzar el valor deseado, a continuación se tiene una sección
recta (sección tangente o sección de mantener), seguida
de una sección en la que se disminuye el ángulo parcialmente (menor al
ángulo de incrementar) y por último se tiene una
sección tangente o sección de mantener con cual se logra entrar de forma
inclinada al objetivo.
Trayectoria Incrementar-MantenerDisminuir y/o Mantener (Tipo“S”
modificada)
Trayectoria Incrementar-MantenerDisminuir y/o Mantener (Tipo“S”
modificada)
Trayectoria Incrementar-MantenerDisminuir y/o Mantener (Tipo“S”
modificada)
Trayectoria Incrementar-MantenerDisminuir y/o Mantener (Tipo“S”
modificada)
Ejercicio
Trayectoria Horizontal
Ejercicio Deber
Variables dadas:
Coordenadas UTM (Terrestre):
Equipo:
X = 482,185.88 mts E (Long: 99°10'5.48" W)
Y = 1,980,490.09 mts N (Lat: 17°54'48.14" N)
Objetivo:
X = 482,113.04 mts E (Long: 99°10'7.95" W)
Y = 1,980,187.17 mts N (Lat: 17°54'38.28" N)
Coordenadas Rectangulares:
302.92 S y 72.84 W
Profundidades:
•Profundidad al inicio del desvío (KOP): 1600 mts
•Punto de inicio de descenso de ángulo: 2385.14 mts
•Profundidad del punto de disminución: 2706.56 mts
•Profundidad vertical total (TVD): 4120 mts
Tasas:
•Tasa de incremento de ángulo: 2°/30
•Tasa de disminución de ángulo: 2°/30
•Grafique las coordenadas UTM y ubique la orientación del pozo.
•Calcular el desplazamiento horizontal (Dh) y D4.
•Calcular los radios de curvatura (R1 y R2).
•Calcular el ángulo máximo (consideraciones para V2).
•Obtener la profundidad vertical al ángulo máximo (V2).
•Cálculo del desplazamiento horizontal al ángulo máximo (D2).
•Calcular la profundidad medida al ángulo máximo (HC).
•Desplazamiento al final de la sección tangencial (D'B).
•Determinar la profundidad medida al final de la sección tangencial (HB).
•Profundidad medida al final del descenso de ángulo (HF).
•Obtener la profundidad medida total (HZ).
GRACIAS
